Karlstads universitet 651 88 Karlstad Tfn 054-700 10 00 Fax 054-700 14 60

Information@kau.se www.kau.se

Fakulteten för hälsa, natur- och teknikvetenskap Miljö- och energisystem

Ararat Pogosean

Framställning av syntetiska bio-drivmedel från förgasad biomassa

En studie i potentiell värmeintegration

Production of synthetic biofuels from gasified biomass

A study in process integration

Examensarbete 30 hp Civilingenjörsprogrammet i Energi- och Miljöteknik

Datum: Juni 2013

Handledare: Lars Nilsson, KaU och

Christer Gustavsson, Pöyry AB

Examinator: Roger Renström

II

SAMMANFATTNING Fossila bränslen har sedan de upptäcktes konkurrerat ut biomassa som den

huvudsakliga energikällan. Framförallt i trafiksektorn har drivmedel som härstammar

från fossil olja varit dominerande. Främst på grund av deras fördelar mot biomassan

såsom tillgänglighet, pris, energidensitet och enkelhet att användas i en

förbränningsmotor. Men dessa drivmedel innehåller kolatomer som inte längre är en

del av det naturliga kretsloppet och vid förbränning leder detta till nettotillskott av

koldioxid till atmosfären. Utsläpp av koldioxid utgör den största antropogena inverkan

på den accelererande växthuseffekt världen upplever vilket kommer att medföra

förödande klimatändringar. Det är mot den bakgrunden nödvändigt att istället

framställa drivmedel från en förnybar källa, som innebär en koldioxidneutral

förbränning, nämligen biomassa. Samtidigt måste även hänsyn tas till vilken typ av

biomassa som används, produktion av biodrivmedel får inte konkurrera med

livsmedelproduktion. Därför är det viktigt att ”träaktigt” biomassa används som råvara

vilket inte utgör någon konkurrens.

Ett lovande sätt att omvandla biomassa till drivmedel är via förgasning där biomassa

upphettas tills dess att en gas erhålls, bland annat bestående av kolmonoxid, vätgas,

metan och diverse spårämnen. Denna gas genomgår sedan rening och bearbetning där

partiklar, tjäror, alkalimetaller och spårämnen renas till dess att gasen endast består av

kolmonoxid och vätgas, kallat syntesgas (ofta förkortat som syngas). Syngasen kan

sedan i en process omvandlas till en rad olika bränslen, såsom bensin och metan.

När gasen renas och bearbetas uppstår stora mängder termisk överskottsenergi. Om

anläggningen är fristående kan överskottsenergi inte nyttjas vilket innebär relativ låga

verkningsgrader. Men om anläggningen integreras mot till exempel ett massa- och

pappersbruk kan överskottsenergi komma väl till pass och på så vis erhålls högre

verkningsgrader.

I arbetet presenteras en sammanställning av renings- och bearbetningsmetoder. Utifrån

denna sammanställning har åtta processlösningar simulerats i processmodellerings-

programmet CHEMCAD. De åtta fallen som ingår i studien är för produktion av

bensin, diesel, metanol och metan, samtliga med rening vid relativ låga temperaturer

(kall gasrening) respektive vid relativ höga temperaturer (het gasrening).

Utifrån simuleringsresultateten har det varit möjligt att genomföra en så kallad Pinch-

analys där det är möjligt att grafiskt avläsa potential för värmeintegration mot ett

typiskt massa- och pappersbruk. Slutligen har en utvärdering av samtliga fall gjorts

utifrån olika verkningsgradsberäkningar.

Klart står att möjligheterna till värmeintegration är stora, på användbara

temperaturnivåer, och uppgår i vissa fall till nästan 40 MW för en 100 MWth–

anläggning.

Verkningsgraderna är definierade på fyra olika sätt vilket möjliggör djupare tolkning

och utvärdering av resultaten men samtidigt kräver det en viss försiktighet från läsaren.

Dock framgår det tydligt ur resultaten från verkningsgradsberäkningar att totala

effektiviteten för processen kan öka med 10-tals procentenheter om värmeöverskotten

tillvaratas.

Resultaten framhåller vikten av värmeintegration och indikerar samtidigt möjligheten

till effektivare produktion av bio-drivmedel. Detta innebär med stor sannolikhet också

ett ekonomiskt sundare alternativ som i sin tur ökar intresset för investeringar på

förnybara bränslen. Investeringar av denna typ är en absolut nödvändighet för en

hållbar drivmedelskonsumtion i framtiden.

III

ABSTRACT Fossil fuels have since their discovery replaced biomass as the main source of energy.

Especially in the transportation sector, fuels derived from fossil oil have been the

dominant source of energy, mainly due to their advantages compared to biomass such

as availability, price, energy density and easiness of use in an internal combustion

engine. Unfortunately these fuels contain carbon atoms that no longer are part of the

natural cycle and combustion leads to net addition of carbon dioxide to the

atmosphere. Carbon dioxide has the largest anthropogenic impact on the accelerated

greenhouse effect that the world is experiencing, which will lead to devastating climate

changes. In this context it is necessary to instead produce fuel from a renewable

source, which means a carbon neutral combustion, namely biomass. At the same time

it is necessary to also take into account the type of biomass used, the production of

biofuels should not compete with food production. Therefore it is important that

“woody” biomass is being used as the raw material, which poses no competition.

A promising way to convert biomass into fuels is with gasification where biomass is

heated until a gas is obtained, mainly consisting of carbon monoxide, hydrogen,

methane and various trace elements. This gas then undergoes purification and

processing, where particles, tars, alkali metals and trace elements are purged until only

a gas consisting of carbon monoxide and hydrogen remains, called syngas (synthesis

gas). The syngas can then be converted into a variety of fuels such as petrol and

methane.

When the gas is being purified and processed large amounts of excess thermal energy

are released. If it is a stand-alone plant, excess energy cannot be utilized, which leads

to relatively low efficiencies. But if the plant is integrated with, for example, a pulp

and paper mill, the excess energy can be utilized, thus resulting in higher overall

efficiencies.

This work presents a compilation of purification and processing methods. This

compilation was used as the basis for the modelling of eight process solutions that

were simulated in the flow-sheeting program CHEMCAD. The eight cases included in

the study aim to produce gasoline, diesel, methanol and methane, all with purification

at relatively low temperatures (cold gas cleaning) or at relative high temperatures (hot

gas cleaning).

Based on simulation results, a so-called Pinch analysis has been carried out where it is

possible to graphically read off the potential for heat integration with a typical pulp

and paper mill. Finally, overall assessments of the eight cases have been made based

on different efficiency calculations.

The results clearly show that the potential for process integration is great, with useful

temperature levels, and amounts in up to almost 40 MW when the biomass input is 100

MWth.

The efficiencies are defined in four different ways allowing for deeper interpretation

and evaluation of the results, but require a certain amount of caution from the reader.

However, it is evident from the results of efficiency calculations that overall efficiency

of the process can be increased by 10's of percentage points if surplus heat is utilized.

The results emphasize the importance of heat integration and simultaneously indicate

the possibility of increased efficiency in production of biofuels. Which most likely also

means a more economically sound alternative, which in turn increases the interest from

investors in renewable fuels. Investments of this type are an absolute necessity for

sustainable fuel consumption in the future.

IV

FÖRORD Examensarbetet omfattar 30 hp och utgör det avslutande momentet inför en

Civilingenjörsexamen inom Energi- och Miljöteknik från Karlstads Universitet.

Detta examensarbete har redovisats muntligt för en i ämnet insatt publik. Arbetet

har därefter diskuterats vid ett särskilt seminarium. Författaren av detta arbete har

vid seminariet deltagit aktivt som opponent till ett annat examensarbete.

Jag vill tacka min handledare Professor Lars Nilsson för värdefulla och

uppmuntrande diskussioner och kommentarer. Stort tack även till Christer

Gustavsson från Pöyry Sweden AB, som dels var min handledare med ständigt

värdefulla reflektioner, men också uppdragsgivare för arbetet. Det har varit väldigt

roligt och givande att arbeta med ett område som är högaktuellt och som det finns

ett stort intresse för från FoU-projekt över hela världen.

Vidare vill jag tacka min bror Artor Pogosean som har hjälp mig med

korrekturläsning och även studiekamrater och vänner som under examensarbetets

gång bidragit till en trevlig atmosfär.

Ararat Pogosean Karlstad, Juni 2013

V

INNEHÅLLSFÖRTECKNING

1 INLEDNING 1 1.1 BAKGRUND 1

1.1.1 Fossila drivmedel 1 1.1.2 Miljöläget idag 2

1.2 BIO-DRIVMEDEL 4 1.2.1 Biokemisk omvandling 4 1.2.2 Termokemisk omvandling 4 1.2.3 Förgasning & syntetiska bio-drivmedel 5

1.3 TIDIGARE ARBETEN 5 1.4 AVGRÄNSNINGAR 6 1.5 SYFTE & MÅL 6

2 PROCESSBESKRIVNING 7 2.1 TORKNING 7 2.2 FÖRGASNING 7 2.3 RENING OCH BEARBETNING 9

2.3.1 Partiklar 9 2.3.2 Alkalimetaller 11 2.3.3 N-föreningar 11 2.3.4 S-föreningar 13 2.3.5 Klor, Cl 14 2.3.6 Väteklorid/Saltsyra, HCl 14 2.3.7 Dioxin (C4H4O2) och Furan (C4H4O) 14 2.3.8 Tjäror 15 2.3.9 Omättade kolväten 20 2.3.10 Metanreformering 20 2.3.11 WGS (Water Gas Shift) 21 2.3.12 CO2-rening 21

2.4 KATALYTISK SYNTES 24 2.4.1 Fisher-Tropsch-Syntes 24 2.4.2 MeOH-Syntes 25 2.4.3 SNG-Syntes 26

3 METOD 28 3.1 RÅ SYNGAS 29 3.2 SPÅRÄMNEN OCH RENHETSKRAV 29 3.3 DRIFTFÖRHÅLLANDEN FÖR SYNTES 30 3.4 MODELLERING 31 3.5 VERKNINGSGRADER 36 3.6 TEORI FÖR PINCH-ANALYS 37

4 RESULTAT & DISKUSSION 40

5 SLUTSATS 46

6 REFERENSER 47

7 APPENDIX A: PRINCIPIELLA FLÖDESSCHEMAN I 7.1 HT-FT-BENSIN MED KALL GASRENING II 7.2 LT-FT-DIESEL MED HET GASRENING III 7.3 LT-FT-DIESEL MED KALL GASRENING IV 7.4 MEOH MED HET GASRENING V

VI

7.5 MEOH MED KALL GASRENING VI 7.6 SNG MED HET GASRENING VII 7.7 SNG MED KALL GASRENING VIII

8 APPENDIX B: SIMULERINGSMODELLER IX 8.1 HT-FT-BENSIN MED KALL GASRENING X 8.2 LT-FT-DIESEL MED HET GASRENING XI 8.3 LT-FT-DIESEL MED KALL GASRENING XII 8.4 MEOH MED HET GASRENING XIII 8.5 MEOH MED KALL GASRENING XIV 8.6 SNG MED HET GASRENING XV 8.7 SNG MED KALL GASRENING XVI

9 APPENDIX C: STRÖMDATA XVII 9.1 HT-FT-BENSIN MED HET GASRENING XVIII 9.2 HT-FT-BENSIN MED KALL GASRENING XXI 9.3 LT-FT-DIESEL MED HET GASRENING XXIII 9.4 LT-FT-DIESEL MED KALL GASRENING XXVI 9.5 MEOH MED HET GASRENING XXVIII 9.6 MEOH MED KALL GASRENING XXXI 9.7 SNG MED HET GASRENING XXXIII 9.8 SNG MED KALL GASRENING XXXVI

10 APPENDIX D: INDATA FÖR PINCH-ANALYS XXXVIII 10.1 HT-FT-BENSIN MED HET GASRENING XXXVIII 10.2 HT-FT-BENSIN MED KALL GASRENING XXXIX 10.3 LT-FT-DIESEL MED HET GASRENING XXXIX 10.4 LT-FT-DIESEL MED KALL GASRENING XL 10.5 MEOH MED HET GASRENING XL 10.6 MEOH MED KALL GASRENING XLI 10.7 SNG MED HET GASRENING XLI 10.8 SNG MED KALL GASRENING XLII

11 APPENDIX E: GCC XLIII 11.1 HT-FT-BENSIN MED KALL GASRENING XLIII 11.2 LT-FT-DIESEL MED HET GASRENING XLIV 11.3 LT-FT-DIESEL MED KALL GASRENING XLIV 11.4 MEOH MED HET GASRENING XLV 11.5 MEOH MED KALL GASRENING XLV 11.6 SNG MED HET GASRENING XLVI 11.7 SNG MED KALL GASRENING XLVI

1

1 Inledning I denna studie undersöks potentialen för värmeintegration vid framställning av

syntetiska bio-drivmedel från förgasad biomassa. När biomassa förgasas erhålls en

rå syntetisk gas bestående av bland annat CO, H2, CO2, CH4, tjäror och

svavelhaltiga ämnen. Vid ett senare steg i produktionen av bio-drivmedlen reagerar

CO och H2 över en katalysator för att bilda syntetiska bränslen såsom diesel,

bensin, metanol eller metan. Men innan denna reaktion är möjlig krävs rening och

bearbetning av den råa syngasen för att möta renhetskraven kopplade till

omvandlingsprocessen. Det finns en rad skilda metoder för rening och bearbetning,

det de flesta metoder dock har gemensamt är att ett värmeöverskott uppstår [1].

Detta skapar en drivkraft för att integrera framställningen av bio-drivmedel med

andra befintliga processer, exempelvis massa- och pappersindustrin, där

överskottsvärmen kan komma till användning och således även öka

verkningsgraden för drivmedelsproduktionen. Värmeintegration innebär att

värmeöverskottet (kylbehovet) för en process A kan utnyttjas i en annan process B

för att minska B:s värmebehov. Process A och B behöver byggas i anslutning till

varandra för att praktiskt möjliggöra utnyttjandet av värmeöverskottet. Dessutom

kan det finnas tillgång till värmeenergi vid högre temperaturer från en panna

(>800° C) som kan användas för själva förgasningsprocessen, vilket kan motivera

integration ytterligare eftersom eftermontering underlättas.

Det är möjligt att framställa ett stort antal bränslen och kemikalier från

termokemisk och katalytisk omvandling [2]. Beroende på vilken produkt som avses

att produceras kommer systemlösningen för framställningen att variera och därmed

även kyl- och/eller värmebehovet. I denna studie skall produktionen av fyra

bränslen; diesel, bensin, metanol och metan jämföras utifrån ett

integreringsperspektiv mot bakgrunden av att de fossila bränslena behöver ersättas

med förnybara alternativ som passar inom ramen för hållbar utveckling.

1.1 Bakgrund

1.1.1 Fossila drivmedel Transportsektorn är en central del av infrastrukturen i ett modernt samhälle och har

varit det under en lång tid. Historiskt har bränslen innehållande fossilt kol (C), i

regel som någon slags oljeprodukt, varit det dominerande drivmedlet. Av de 94,0

TWh som inrikes trafik konsumerade, år 2011 i Sverige, stod bensin och diesel från

fossila källor för 36,9 respektive 44,5 TWh. Total sett var 6,8 % av de drivmedel

som användes förnybara, vilket har föregåtts av en stadig och linjär ökning från den

nära nollprocentiga nivå år 2000 [3]. Denna ökning av andelen förnybart i

trafiksektorn är främst kopplat till ökad biogasanvändning och inblandning av bio-

diesel i fossil, traditionell diesel. I Fig. 1-1 presenteras trafiksektorns

energianvändning i världen de senaste och kommande decennierna [4].

I takt med att fler länder utvecklas och moderniseras ökar energianvändningen,

transportsektorn är inget undantag eftersom transport är en central del i en modern

infrastruktur. Som det framgår av Fig. 1-1 skulle den genomsnittliga årliga

ökningen kunna vara 1,4 %. Ur detta kan det naturligtvis konkluderas att det krävs

ytterligare produktion av förnybara drivmedel bara för att bibehålla samma andel

som föregående år, till detta tillkommer dessutom ambitionen att andelen ska vara

så hög som möjligt. Ett konkret mål som finns uttryckt i EU:s direktiv, det så

kallade 20/20/20-målet, beskriver bland annat målen att nå 10 % förnybara

2

bränslen, 20 % förnybar energi och minska utsläppen med 20 % (jämfört med 1990

års nivå) till år 2020 [5]. Det finns tydliga ambitioner att minska beroendet av

fossila bränslen, inklusive bränslen utvunna från fossil olja.

Fig. 1-1. Historisk och prognostiserat energibehov för den globala trafiksektorn. Y-axeln betecknar miljoner oljefatsekvivalenter per dag vad gäller energiinnehåll och X-axeln betecknar aktuellt år [4]. Bilden används med tillstånd från Exxon Mobile.

1.1.2 Miljöläget idag Ända sedan den industriella revolutionen har användningen av kol och olja ökat

och konkurrerat ut biomassa främst på grund av en lägre kostnad, god

tillgänglighet och en högre energidensitet. Detta har lett till ett stort ackumulerat

nettotillskott av CO2 och andra växthusgaser till atmosfären. En historisk bild av

antropogena utsläpp presenteras i Fig. 1-2(a). Även andra gaser bidrar till en

accelererad växthuseffekt, CH4 är exempelvis en drygt 20 gånger kraftigare

växthusgas än CO2 [7], men det framgår av Fig. 1-2(b) att även mätt i CO2-

ekvivalenter är det tydligt att CO2 är det dominerande bidraget till en accelererad

växthuseffekt. I Fig. 1-2(c) presenteras några sektorers andel av totala utsläppet av

växthusgaser, trafiksektorns bidrag var drygt 13 % år 2004. Det kan med säkerhet

konstateras att trafiksektorns energianvändning domineras av fossila oljeprodukter.

Men även de andra sektorernas energikonsumtion består till betydande del av

fossila oljeprodukter.

Höjd andel CO2 och CO2-e i luften leder till många och allvarliga konsekvenser.

Anledningen till det är att en större andel av solenergin stannar kvar inom

atmosfärens gräns istället för att ingå ett strålningsutbyte med rymden. När

jordytan absorberar kortvågig solstrålning emitterar den sedan i sin tur termisk,

långvågig strålning som så kallade växthusgaser absorberar istället för att låta

passera till rymden [7]. Ju mer växthusgaser atmosfären innehåller desto mer

värmeenergi blir kvar inom dess gränser vilket leder till en temperaturhöjning.

I Fig. 1-3 presenteras mätningar för hur jordens yttemperatur och havsnivån har

stigit och hur istäcket på norra halvklotet blir tunnare med tiden. Dessa

förändringar är direkt kopplade till antropogena utsläpp av växthusgaser. De

konkreta konsekvenserna av detta inkluderar bland annat att klimatet vi är vana vid

förändras, nederbörden i områden med redan hög mängd kommer att öka

ytterligare och vice versa, skadeinsekter kan förflytta sig till nya områden och

3

rubba balanser. Risken ökar även för både sommartorka och översvämningar.

Vidare kan bland annat nordiska arter få svårt att överleva och människor som

lever i kustnära områden kan drabbas hårt [8]. Genomsnittstemperaturen är redan

0,8 °C högre jämfört mot den förindustriella nivån, och enligt Världsbanken kan

ökningen vara 4 °C redan år 2060 om utsläpp av antropogena växthusgaser

fortsätter utan åtstramningar [9]. Kort sagt kan det klimat vi människor lärt känna

och förlita oss på påverkas och där det idag finns bebyggelser kan förändras till

obeboeliga platser.

Fig. 1-2. (a) Årliga globala utsläpp av antropogena växthusgaser från 1970 till 2004, redovisade som CO2-ekvivalenter. (b) Några gasers andel av antropogena växthusgasutsläppen i termer av CO2-ekvivalenter år 2004. (c) Några sektorers bidrag till de antropogena växthusgasutsläppen år 2004 uttryckt i termer av CO2-ekvivalenter. Bilden används med tillstånd från referens [6] där den är angiven som Figure 2.1.

Fig. 1-3. Observerade variationer i genomsnittlig: (a) global yttemperatur (b) havsnivå och (c) snötäcke på norra halvklotet för mars-april. Variationerna är relaterade till genomsnittliga värden för 1961-1990. Bilden används med tillstånd från referens [6] där den är angiven som Figure 1.1].

4

1.2 Bio-drivmedel För att undvika nettotillskott av koldioxid till atmosfären krävs förbränning av

ämnen som innehåller kolatomer som ej är fossila utan ingår i det naturliga,

kortsiktiga kretsloppet. Även fossilt kol är naturligt och ingår i någon mån i ett

naturligt kretslopp, men de kolatomerna blev bundna för hundratusentals till

miljontal år sedan och är inte längre aktiva i det aktuella kretsloppet. Biomassa

däremot binder och frigör kolatomer på års- eller decenniebasis och medför således

inget nettotillskott av koldioxid vid förbränning.

Att använda biomassa som bränsle eller drivmedel är förknippat med nackdelar och

svårigheter kontra exempelvis flytande bränslen utifrån faktorer såsom

energidensitet, transport eller distribution i övrigt och även förbränningstekniska

nackdelar och begränsningar. Detta motiverar att biomassan omvandlas till en mer

fördelaktig eller användbar bränsleform, flytande eller gasformig. En initial

kategorisering av omvandlingsteknikerna görs generellt som antingen biokemisk

eller termokemisk omvandling [1].

1.2.1 Biokemisk omvandling Vid biokemisk omvandling bryts molekylerna i biomassan ner till mindre

molekyler av enzymer och bakterier. Denna omvandlingsmetod är långsammare än

termokemisk men kräver lågt externt energitillskott. Det är metoder såsom

fermentering och rötning som producerar etanol respektive metan (biogas) [1].

Bränslen som produceras via biokemisk omvandling kategoriseras i regel som

första generationens bränslen, en kategorisering som görs utifrån vilken typ av

råvara som förbrukas. Råvaror som även anses vara livsmedel, såsom vete, majs

och sockerrör är vanliga råvaror för biokemisk omvandling [2]. Det finns en oro att

bränsleproduktion på sikt kan konkurrera ut livsmedelproduktion eftersom

lönsamheten för bränslen är högre. I USA, år 2009, framställdes biobränslen av det

som hade kunnat vara 330 miljoner måltider [10]. Men även avloppsslam och

andra typer av avfall kan rötas och generera värdefull biogas.

1.2.2 Termokemisk omvandling Vid termokemisk omvandling konverteras biomassan till gas som antingen kan

oxideras direkt eller omvandlas vidare till andra kemikalier och bränslen. De

vanligaste metoderna är förbränning, pyrolys och förgasning [1].

Vid förbränning övergår flyktiga produkter till gasform och genomgår sedan en

exoterm reaktion, oxidering [1].

Vid pyrolys upphettas biomassan i en – oftast – syrefri miljö vilket leder till

nedbrytning av biomassan till tre produkter; produktgas, pyrolysvätskor (tjäror och

vatten) och koks. Pyrolys i sig är endotermt men produkterna kan förbrännas eller

brukas på andra sätt. Genom att variera driftparametrar kan kvoten mellan

produkterna styras [1].

Förgasning är likt pyrolys men sker oftast vid högre temperaturer med ett

rgas i gsm di m (luft, syre, ånga eller en blandning av dessa) och produkterna

är endast gas. Pyrolysen går inte lika långt i den kemiska nedbrytningen av

biomassan och delar av de ursprungliga polymererna kvarstår. Oftast förgasas

biomassa för att erhålla syngas, vilket är väldigt användbart och kan omvandlas till

de flesta kemikalier och bränslen [1]. Det är alltså denna omvandlingsmetod som

detta arbete bygger på och tekniken kommer beskrivas mer utförligt i arbetets

senare delar.

5

1.2.3 Förgasning & syntetiska bio-drivmedel En översiktlig schematisk beskrivning av produktionen av syntetiska bio-drivmedel

presenteras i Fig. 1-4. Först behandlas biomassan genom torkning och eventuellt

malning till önskvärd nivå för att passa inmatning och förgasningsteknik (a). Sedan

sker en förgasning vilket det finns en uppsjö av metoder och tekniker för (b). Från

förgasningen erhålls rå syntesgas, denna gas genomgår rening och bearbetning för

att endast ideal, ren syngas (CO & H2) skall kvarstå (c). Sedan förs syngasen in till

en syntesreaktor där ett flertalet drivmedel kan produceras över en katalysator (d). I

figuren står det Fischer-Tropsch-Diesel vilket endast är ett exempel, andra bränslen

såsom metan och metanol kan produceras utifrån samma principer genom att

variera driftparametrar och typ av katalysator. Oftast krävs någon typ av

efterbehandling, såsom uppgradering, destillering eller raffinering (e). Inom ramen

av detta examensarbete kommer fokus att riktas mot stegen rening och bearbetning

samt katalytisk omvandling, alltså steg (c) och (d).

Fig. 1-4. Schematisk beskrivning av en anläggning för produktion av syntetiska drivmedel från förgasad biomassa. Processen kan grovt delas in i följande steg: (a) förbehandling, (b) förgasning, (c) rening och bearbetning, (d) katalytisk omvandling (syntes) och (e) efterbehandling. Bilden används med tillstånd från referens [11].

1.3 Tidigare arbeten Det existerar flertalet publiceringar inom samma ämnesområde där möjligheterna

för värmeintegration har studerats. Referenserna [12-18] är exempel på

publiceringar där metodiken är jämförbar med den i detta arbete. Gemensamt för de

flesta publikationer är att integreringen sker mot en kraftvärmeanläggning, men det

finns även studier på bland annat sågverk. Det är framförallt produktion av SNG

som varit utgångpunkten i dessa studier. För integration mot exempelvis ett

kraftvärmeverk är möjligheterna stora och överskottsenergin kan nyttjas med låga

exergiförluster [17].

6

1.4 Avgränsningar I den numrerade lista som följer presenteras avgränsningar för arbetet.

1. Systemlösningarna som studerats är en av många möjliga lösningar. De

olika renings- och bearbetningsstegen har valts utifrån frekvent

förekommande lösningar i litteraturen och logiska beslut som återges i

Metod-avsnittet.

2. Som det nämnts tidigare är detta en studie i potentiell värmeintegration,

men systemlösningen är inte optimerad för att maximera möjligheten för

värmeintegrering.

3. Beräkningar för energiflöden kopplade till renings- och bearbetningsstegen

har förenklats till gassammansättning och gastemperatur för in- och utlopp.

I verkligheten är det mer komplicerat med eventuella delströmmar, behov

av elenergi och förluster. Dessa aspekter har försummats vilket kan påverka

resultaten.

4. Hänsyn till användning av elektrisk energi har endast tagit till den energi

som konsumeras av kompressorerna.

5. Hänsyn har ej tagits till praktiska svårigheter/begränsningar kopplade till

värmeintegration.

1.5 Syfte & Mål Syftet med detta arbete är att undersöka befintliga metoder och koncept för rening

och omvandling av syntetisk gas från biomassa till bio-drivmedel. För att sedan

jämföra framställning av fyra bio-drivmedel med olika systemlösningar utifrån ett

värmeintegrationsperspektiv mot ett typiskt massa- och pappersbruk.

Målet är att presentera en litteratursammanställning för omvandlings- och

reningsprocessernas olika steg och presentera en metodik för simulering av

omvandlingsprocessen i CHEMCAD. Vidare att baserat på simulerade data och

Pinch-analys dra slutsatser om möjligheter till värmeintegration och utvärdera

drivmedelsproduktionen utifrån verkningsgradsberäkningar.

7

2 Processbeskrivning Den huvudsakliga anledningen till att biomassa behöver omvandlas till en annan

typ av bränsle är för att förbättra egenskaperna hos den. I fallet för biomassa kan

det vara önskvärt att till exempelvis öka energidensiteten eller ändra

aggregationstillståndet för att bättre passa användningen i en förbränningsmotor.

Förgasning och katalytisk syntes är som nämnts tidigare ett av flera alternativ för

omvandling av biomassa och den processen kommer att beskrivas närmare i detta

kapitel. Processen kan grovt delas in i följande steg [23,29,39,40]:

1. Förbehandling av biomassa; torkning och malning. (Avsnitt 2.1.)

2. Förgasning; alltså syngasproduktion. (Avsnitt 2.2.)

3. Rening av rå syngas; borttagning eller omvandling av partiklar, tjäror och

oorganiska ämnen. (Avsnitt 2.3.)

4. Gasbearbetning; justering av kvoten H2/CO och gasseparation. (Avsnitt

2.3.)

5. Syntetisk omvandling; katalytisk omvandling av ren syngas till exempelvis

flytande bränslen. (Avsnitt 2.4.)

6. Uppgradering av syntesprodukterna till användbara bio-drivmedel. Detta

steg beskriv inte närmare i detta arbete.

2.1 Torkning Biomassa innehåller ca 50 vikt-% fukt och behöver torkas innan förgasning.

Torkningen påverkar dels effektiviteten men kan ibland även vara nödvändig för

driften. Torkningen kan ske med rökgaser, uppvärmd luft eller ånga [41].

Biomassan behöver torkas ner till ca 20 vikt-% fukt vid indirekt förgasning. Torr

biomassa underlättar även för en eventuell malning. I vissa förgasare måste

biomassan till och med förkolnas för att möjliggöra pulverisering innan förgasning

är möjlig [1,12].

2.2 Förgasning Produktion av rå syngas sker via förgasning. Förgasning kan ske med eller utan

katalysatorer vid temperaturer över ca 700-800 °C [11]. Stökiometriskt kan

förgasning beskrivas enligt ekv. (2.1) [43], men produkterna kan variera beroende

på rgas i gsm di m. Förgasningsreaktorer finns i många olika utföranden och

nya koncept utvecklas ständigt. Generellt kan en förgasningsreaktor klassificeras

utifrån följande aspekter [42]:

: Luft, syre eller ånga.

Tryck: Atmosfärstryck eller trycksatt.

Temperatur: Slaggande eller icke-slaggande.

Flöde : Motströms, medström, fluidiserande bädd

eller medbringande flöde.

Värmetillförsel: Allotermisk/indirekt (extern förbränning följt av

värmeväxling) eller autotermisk/direkt (intern förbränning för

värmeproduktion).

8

→

(2.1)

Chalmers har under sommaren år 2007 byggt en indirekt förgasare på en redan

befintlig panna. Pannan hade en fluidiserande bädd där hett bäddmaterial cirkuleras

vidare till en CFB (Circulating Fluidized Bed) och används för att förgasa pellets

eller flis. Ännu ej förgasad kol som bildas under förgasningsprocessen kan

cirkuleras till förbränningsdelen för att producera värmen nödvändig för

förgasning. Utifrån de klassificeringar som presenteras i punktlistan ovan kan

Chalmersförgasaren beskrivas som en allotermisk fluidiserande bädd som är icke-

slaggande, arbetar vid atmosfärstryck och använder ånga som rgas i gsm di m

[44]. En av fördelarna med en CFB är just möjligheterna för eftermontering på en

befintlig panna. I Tabell 2-1 redovisas sammansättningen på den råa syngasen som

produceras i Chalmersförgasaren. Även andra anläggningar använder denna typ av

förgasare och gassammansättningen och simulerade resultat presenteras i Tabell 2-

2.

Tabell 2-1. Torr rå gassammansättning för Chalmers förgasare från några referenser.

Torr

gassamman-

sättning:

Flis 830 °C

(780 °C)

Pellets 830

°C (780°C)

Pellets,

temperatur

n/a

Flis och

pellets

780-830

°C

Pellets 812

°C Pellets

(800-

830 °C)

Referens [31]a [31]a [32]b [33] [34]c [35]

CO [Vol-%] 33,33 (32,46) 26,96 (3,93) 42,6 26,96-

33,33

44,0 33

H2 [Vol-%] 21,07 (18,74) 27,00 (3,93) 22,8 18,74-

27,00

23,3 25

CO2 [Vol-%] 14,62 (15,93) 18,32 (3,93) 14,5 14,62-

18,32

15,0 18

CH4 [Vol-%] 11,69 (11,74) 11,11 (3,93) 13,6 11,11-

11,74

14,1 12

C2H4 [Vol-%] 4,26 (4,20) 3,99 (3,93) ~ 4 3,93-4,26 n/a

C2H6 [Vol-%] Ej läsbart Ej läsbart 0,5 <1 0,5

C3Hx [Vol-%] n/a n/a n/a <1 n/a

C2H2+C2H4+C2

H6

6

Tjäror [g/Nm3] ~ 20 ~ 20 Ej

analyserat

vid

tidpunkt

~ 20 n/a 30,86+

0,48

benzene

N2 [Vol-%] n/a n/a 3 n/a 3,1 6

LHV gas n/a n/a 14,4

[MJ/Nm3]

15,4

[MJ/kg]

n/a 25,5 [MJ/kg]

torr

a Drift i 4300 timmar utan bränsle och i 650 timmer med.

b Drift i 250 timmar utan bränsle och i 80 timmer med.

c Drift i 6200 timmar utan bränsle och i 1100 timmer med.

9

Tabell 2-2. Rå gassammansättning för några förgasare som liknar den hos Chalmers.

Gassamman-

sättning

MILENA 7

bar Vol-%,

våt

Chalmers Vol-

%, våt

Güssing mol-

% våt

Güssing

Vol-%,

torr

Simuleringar i Aspen

Plus (Chalmers) Vol-

%, torr

Referens [36] [37] [37] [38] [12]

CO 17,35 12,7 12 20-30 22,4

H2 18,42 10,0 24 35-45 39,3

CO2 11,03 6,4 15 15-25 23,6

H2O 42,44 58,9 40 - -

CH4 7,02

Tillsammans 6,4

6 10,6

C2H4 2,24 3,56

C2H6

C3Hx

N2 4,2 2,4 3-5 0,29

N2+Ar 0,043

H2S 113 ppmV 20-40 ppm 129 ppm

COS 13 ppmV 64 ppm

NH3 1603 ppmV <400 ppm 0,12 Vol-% (1200

ppmV)

HCl 38 ppmV 89 ppm

Tjäror 30 g/Nm3 15-20 g/Nm3

torr

1,5-4,5

g/Nm3

1,28 g/Nm3

Partiklar 5-10

g/Nm3

2.3 Rening och bearbetning Det finns ett flertal föroreningar i rågasen utöver tjäror, rening av dessa ämnen är

nödvändiga för att eliminera risken för bland annat försämring av bränslekvalitet,

korrosion samt avaktivering och förgiftning av katalysatorer. Olika reningsmetoder

av rå syngas kan kategoriseras utifrån drifttemperaturen. Ett reningssteg kallas för

het rening om den utförs vid över ca 550°C, medelvarm rening vid ca 260-540 °C

och kall rening vid under ca 200 °C. Vidare görs indelningen torra och våta

metoder, våta innebär oftast att exempelvis vatten används i reningen, såsom det

görs i en vattenskrubb [27].

2.3.1 Partiklar Beroende på hur syngasen är tänkt att användas varierar kraven på maximal

partikel-koncentration, för katalytisk omvandling är kraven de strängaste med <0,2

mg/Nm3. I benämningen partiklar inkluderas koks, flygaska, ej förgasad biomassa

och korn som utgör idbädd [19].

2.3.1.1 Cyklon Vid cyklonrening används centripetalkraften för att pressa partiklarna i en gasström

mot cylinderns väggar medan gasen, som nu är partikelfri, transporteras vidare.

Gasen matas in i från sidan och den renade gasen lämnar cyklonen i toppen medan

partiklarna faller nedåt in i en samlare i botten. Denna reningsmetod är ett mycket

vanligt initialsteg som medför låga investerings- och driftkostnader. Vanligtvis

installeras en cyklon direkt efter en CFB för att fånga upp flygaska, koks och

bäddmaterial för att kunna återföras till förgasaren, cyklonen opererar vanligtvis

vid samma temperatur som förgasaren [19]. Det är möjligt att rena med cykloner

vid temperaturnivåer upp till kring 1000 °C [20], det är även en kostnadseffektiv

10

metod [21]. Tryckfallet är minimalt och reningseffektiviteten är över 90 % för

partik ar st rr ä tt par μm, dock renas inte de minsta partiklarna [19]. Att rena

gasen från partiklar med diametrar under 1-5 μm är möjligt men effektiviteten

minskar med minskade diametrar [22]. Denna rening fungerar även som t ärr i g

förutsatt att tjäran existerar i form av aerosoler. Det är även möjligt att ha två

cykloner i serie, för att i första rena partiklar och sedan kyla gasen för att

kondensera tjäran s a roso r bi das o r a d ssa i d a dra cyklonen. En

stegvis rening innebär också att tjäror och andra partiklar inte blandas vilket

underlättar tömning av insamlade partiklar [22]. Vanligtvis arbetar cykloner vid

höga temperaturer för att undvika tjärkondensering. Cykloner kan enkelt

dimensioneras utifrån partikelstorlek för att optimera driften utifrån specifika

förhållanden [39].

2.3.1.2 tt barriär i t r består av ett poröst material som gasen transporteras igenom med

tryckskillnader som drivkraft. När gasen tränger igenom barriären fastnar

partiklarna i den porösa barriären och gasen blir således renad.

Reningseffektiviteten är hög för partikelstorlekar mellan 0,5-100 μm [19]. Även

partik stor kar d r 0,5 μm är möjliga att rena men medför stora tryckfall vilket

innebär tekniska och ekonomiska nackdelar när stora gasvolymer skall renas.

Tömning av partiklarna som fastnat i barriären görs med en tryckpuls i motsatt

riktning till gasströmmen. För att inte överanstränga barriär i t r och undvika tjäror

s p a ras vanligtvis dessa filter efter en cyklon [22].

För väldigt små partik stor kar passar typ a barriär i t r som ka as för

påsfilter (eng. Bag filter). Detta filter består av ett vävt material som filtrerar,

utöver barriär ktio , m d hjälp av den statiska laddning som skapas av

friktionen. Ju mer partiklar som ackumuleras på filtret desto högre blir

reningseffektiviteten. Dock lämpar sig denna rening för gas r r t 50 , s

kallad varm gas. Den klarar alltså inte av den heta gas som lämnar

rgas i gsr aktor id t mp rat r p runt 800 °C utan måste först kylas [22].

För klibbiga ämnen såsom tjäror passar dock barriär i t r mindre bra eftersom

tjäror fastnar på filterytan och kan genomgå förkolning vilket leder till igensättning

och förorenande beläggningar. Barriär i t r bör således användas när gasen är så

gott som renad eller vid temperaturer över tjärornas daggpunkt [19].

Om rening med barriär i t r ska tillämpas vid högre temperatur bör så kallade

Candle-filter användas, det är porösa barriärer gjorda av antingen metalliska eller

keramiska material som kan tillämpas vid upp till 500 °C respektive 700 °C [20,

21].

En annan metod för barriärrening är att låta gasen passera en packad bädd

bestående av porösa material, exempelvis sågspån och keramikkulor.

2.3.1.3 Elektrostatiska filter (eng. ESP, ElectroStatic Precipitator) I ett elektrostatiskt filter polariseras partiklarna när de passerar ett högspänningsfält

och sedan attraheras partiklarna när de passerar en platta med motsatt laddning.

Partiklarna avlägsnas sedan från denna platta med antingen torra eller våta

metoder. Den torra metoden innebär en mekanisk rening som kan genomföras vid

temperaturer upp till 500°C medan den våta metoden innebär rening med flytande

11

vätska som flyter som en film. I den våta reningsmetoden måste drifttemperaturer

vara under vätskans kokpunkt, vanligtvis används vatten så temperaturerna är

under 100 °C [19, 22]. F r partik ar d r 0,5 μm är SP i t kti a. M

eftersom ESP ofta används efter kylning och kall rening klumpar mindre partiklar

ihop sig till att bilda större, då kan ESP även vara effektiv för rening av mindre

partiklar [19].

Detta är en dyr metod som kräver stora anläggningar och passar därför storskalig

produktion [22]. Hög effektivitet har tidigare varit svår att uppnå vid höga

gastemperaturer, eftersom den höga temperaturen minskar pot ti

spä i gsski ad. M kti it t r t 5 ar y ig pp isats för rening av

gas över 500 °C [24].

Kommersiellt har ESP haft framgång och de tjärrelaterade problemen har lösts med

välplanerade reningssteg innan ESP. Genom att installera en skrubber innan så

bildas, vid nedkylningen av gasen, aerosoler. Dessa aerosoler renas sedan i en ESP,

vilket egentligen bara är en bonus då det primära reningssyftet med ESP rör bland

annat aska, alkalimetaller och stoft [19].

2.3.1.4 Våtskrubb I en våtskrubb sprayas gasen med en vätska o tast att , partik ar a kro kar d

med vätskedropparna. Sedan samlas dropparna upp av en vätskeavskiljare (eng.

Demister), som exempelvis kan vara en typ av cyklon. Syngasen måste kylas ner

till maximalt 100 °C för att vattendropparna skall förbli i vätskeform. kti it t

ka ara s hög som 99 % för partiklar över 1 μm i diam t r [21, 22].

2.3.2 Alkalimetaller Mineralerna i biomassa, främst snabbväxande biomassa, innehåller

alkalimetallsalter såsom CaO, K2O, MgO SiO2 och SO3 [21]. Runt 800 °C förångas

dessa salter och kondenserar på kallare ytor eller på andra partiklar i gasströmmen.

Kondensering sker vid 650 °C och vanligtvis bildas partiklar med storlekar under 5

μm. För rening av alkalimetallerna kyls gasen ner till under 600-650 °C för

solidifiering och sedan avlägsnas soliderna med torra eller våta reningsmetoder likt

de för partikelrening som beskrivits under avsnitt 2.3.1 [19]. SP, p s-, v tskr bbs-

och barriärfiltrering är bland de vanligaste reningsmetoder [22].

2.3.3 N-föreningar Kväve i den råa syngasen kan härstamma från biomassan eller från

fluidiseringsmediet (om luft används sägs syngasen vara utspädd på grund av den

höga halt kväve). Framförallt bildas HCN (vätecyanid) och NH3 (ammoniak) och

är generellt i storleksordningen 20-tals ppmV respektive 1000-tals ppmV. NH3 kan

tillsammans med klor bilda NH3Cl (ammoniumklorid) som är en kemikalie som

solidifieras vid 250-280 °C och orsakar förorenande beläggningar i utrustningen.

Tillsammans med H2S kan NH3 bilda ammoniumpolysulfid vilket solidifieras

under 150 °C. HCN kan bland annat avaktivera FT-katalysatorer. Även om

irrelevant i syntessammanhang, så kan HCN och NH3, vid elektricitetsproduktion

när syngasen förbränns, bilda NOx [19].

12

Rening av ammoniak sker antingen via katalytisk sönderdelning eller våt

skrubbning. Katalysatorer likt dem för omvandling av tjäror kan användas för

ammoniakrening, det inkluderar dolomitkatalysatorer, nickelbaserade katalysatorer

och järnkatalysatorer som arbetar vid 900 °C och kan då sönderdela 99 % av NH3.

Det är alltså möjligt att rena tjäror och ammoniak samtidigt, förutsatt att

tjärreningen kan vara effektiv vid 900 °C. Flera typer av katalysatorer kan

användas, järnkatalysatorer har använts med effektivitet p över 99 % [22].

Följande metallkatalysatorer ger högst aktivitet, i fallande skala: Co > Ni > Cu > Zr

[23].

När en våtskrubb används bör helst tjäror och NH3 separeras separat, först renas

tjärorna och sedan ammoniaken, men det krävs rening av alla tjäror med daggpunkt

över 30°C vilket är den temperatur vattenskrubben arbetar vid. Detta är något som

reningstekniken OLGA kan passa för, se avsnitt 2.3.8.5.7. Ammoniaken är löslig i

vatten och kan behandlas till att bilda ammoniumsalter, omvandlas till N2

(bakteriell nitrifikation och denitrifikation) eller strippas från skrubbervattnet. Den

luft som innehåller NH3 som strippats bort kan återföras in i förgasaren där

ammoniaken, vid temperaturer över 800 °C omvandlas till N2 och H2O (knappt

något NOx bildas) [19].

Det är framförallt ammoniak som är problematisk i syngasen och ca 65 % av

kvävet i biomassan bildar ammoniak [21]. Det finns generellt två sätt för att

katalytiskt omvandla ammoniak på, sönderdelning enligt ekv. (2.2) och selektiv

oxidering enligt ekv. (2.3) [25]. I Fig. 2-1 framgår det hur stor del av ammoniaken

som sönderdelas som funktion av temperatur vid tre trycknivåer. Som det nämndes

ovan så är temperaturnivåer runt 800-900 °C vanliga men det är naturligtvis

kopplat till val av katalysator, nickelbaserade katalysatorer uppnår hög effektivitet

för sönderdelning av ammoniaken vid 600 °C [25].

(2.2)

(2.3)

Fig. 2-1. Sönderdelning av ammoniak utifrån jämviktberäkningar för tre trycknivåer. Bilden används med tillstånd från referens [25].

13

2.3.4 S-föreningar Kemiska föreningar innehållande svavel kan bland annat förgifta katalysatorer,

framförallt kopparbaserade sådana och behöver därför renas från syngasen.

Beroende på användningsområdet för syngasen varierar kraven på renhet, för

syntesbränsleproduktion är kraven på svavelhalt de striktaste [21, 22]. De

svavelföreningar som uppstår i förgasningen är framförallt vätesulfid och

karbonylsulfid, samt mindre halter av andra organiska svavelföreningar.

2.3.4.1 Vätesulfid, H2S Rening av vätesulfid sker oftast i samband med CO2-separation för våta

reningsmetoder. Både absorption i en alkalielösning och i ett fysikaliskt

lösningsmedel är lämpliga reningstekniker för stora volymflöden och renar gasen

från H2S och/eller CO2 till <1 ppmV. Distinktionen mellan fysikalisk och kemisk

rening görs vid 7 bar. Då kapaciteten för den fysikaliska reningen är en funktion av

partialtrycket är lönsamheten låg för lågtryckssystem [19].

Membranrening sker genom att H2S tränger igenom en tunn membranbarriär.

Rening kan ske ner till <1 ppmV och passar framförallt i mindre skala då

alternativa reningstekniker såsom adsorptionsprocesser innebär högre lönsamhet

vid storskalig rening [19].

Det är även möjligt att rena vätesulfid via solid adsorption. Lämpliga adsorbenter

är oxider av Fe, Mn, Zn, Cu, Ca som möjliggör rening ner till 1 ppmV, 5 ppmV,

<0,3 ppmV, <1 ppmV respektive 50 ppmV. Ca och Mn arbetar vid temperaturer

uppemot 1000°C medan de övriga kring 400-600°C [19, 25, 26].

2.3.4.2 Karbonylsulfid, COS COS är en organisk svavelförening som inte är möjlig att effektivt rena vare sig

med fysikaliska eller kemiska processer. När gasen kyls till låga temperaturer

bildar COS H2S och termodynamiskt existerar inte COS vid 200°C. Detta antyder

att det är möjligt att omvandla COS till H2S. Katalysatorer som används för den

omvandlingen inkluderar aktiverad aluminiumoxid, titanoxid på aluminiumoxid

och Mo/Co. När en bädd av ZnO används för adsorption av H2S katalyseras

samtidigt COS till att omvandlas till H2S. Och detta H2S som nybildats absorberas

av ZnO-bädden. Det är således ej nödvändigt med ytterligare COS-rening om H2S-

rening görs med ZnO [19].

2.3.4.3 Andra organiska svavelföreningar De typiska organiska svavelföreningarna utöver COS som finns i gasen inkluderar

CS2, CH4S C4H4S och C6H6S. Dessa föreningar är mindre syrliga än H2S och kan

därför inte renas lika effektivt med konventionella reningstekniker som använder

alkalielösningar. Fysikaliska lösningsmedel har dock en hög löslighet för organiska

svavelföreningar. Dessa reningsmetoder d iks do k t rsom gas ä ”r as”

från betydande mängder av dyrbara kolväten och mindre mängder metan [19].

En effektiv hantering av organiska svavelföreningar är att omvandla dessa till H2S

innan H2S-reningen. Detta uppnås genom katalytisk omvandling via

hydrogenering, ekv. (2.4)-(2.7), eller hydrolys, ekv. (2.8)-(2.9). Detta reningssteg

går under förkortningen HDS (HydroDeSulfurisation). HDS-katalysatorer är

baserade på kobolt- (Co), nickel- (Ni) och molybden- (Mo)-oxider på en aktiv

aluminiumbas, alltså Al-Co-Mo och Al-Ni-Mo. Processen sker vid temperaturerna

250-400 °C och vid tryck upp till 40 bar [19].

14

(2.4)

(2.5)

(2.6)

(2.7)

(2.8)

(2.9)

2.3.5 Klor, Cl Klor är ofta förkommande i biomassa men kan i vissa fall finnas i endast låga

koncentrationer, ca 0,02 vikt-%. I kombination med ammoniak kan klor bilda

ammoniumklorid (NH2Cl) som förångas vid 250-280 °C men är solid vid lägre

temperaturer. Som solid kan ammoniumklorid förorena utrustning i anläggningen,

och om löst i vatten är lösningen starkt frätande. Även i kombination med

alkalimetaller såsom kalium och natrium uppstår problematik kopplade till

frätning. Rening av klor ingår vanligtvis inte i gasreningen med bör ändå övervakas

då höga klorkoncentrationer kan orsaka hopgyttring av bäddmaterial [19].

2.3.6 Väteklorid/Saltsyra, HCl Rening av saltsyra kan delas in i två kategorier; våt och torr rening. I den torra

reningen avlägsnas vätekloriden kommersiellt generellt av två typer av adsorbenter,

nämligen natriumkarbonat (Na2CO3, NaHCO3)) och kalciumoxid (CaO). Eftersom

CaO reagerar med CO2 så är den olämplig för tillämpning på rå syngas. CO2

reagerar dock ej med natriumbaserade lösningsmedel mellan 300-600°C, det

optimala temperaturområdet är 400-500°C där HCl nivån kan reduceras till under

1ppmV.

Våtskrubbning är vanligtvis baserad på antingen vatten eller vattenlösningar med

natronlut. Den mängd vatten som typiskt finns i den råa syngasen kan vid

kondensering avlägsna 500 ppmV av HCl. Ett annat alternativ är att använda

natronlutskrubber vilket dels renar HCl effektivt men också andra komponenter

såsom CO2, COS, och H2S [19].

2.3.7 Dioxin (C4H4O2) och Furan (C4H4O) Dioxiner är ett mycket miljögiftigt utsläpp som produceras vid förgasning.

Dioxiner kan renas genom absorption eller adsorption i ett polymermaterial som är

dopat med kolpartiklar. Även rening med OLGA är en effektiv reningsmetod och i

samband med rening av tjäror kan dioxiner renas till under 0,1 g/Nm3. Även

katalytisk nedbrytning via koladsorption är möjlig. Det så kallade CRI-systemet

använder en specialutvecklad katalysator som omvandlar dioxinerna till en

blandning av H2O, CO2 och HCl. CRI-systemet arbetar vid 160 °C men klarar ej av

att rena rå syngas direkt om det ej är syrefritt [19].

15

2.3.8 Tjäror Definitionen av en tjära varierar men en ofta förekommande definition är att en

tjära är ett kolväte med en molekylär massa högre än den hos bensen. Bensen

exkluderas bland annat på grund av svårigheter kopplade till mätningar av den,

dock förekommer ibland inkludering av bensen i kategorin tjäror. I

kategoriseringen tjäror kan alltså hundratals kemiska föreningar ingå. Vidare kan

dessa kolväten (tjäror) delas in i aromatiska (vattenlösliga) och fenoliska (ej

vattenlösliga) kolväten. En viktig aspekt att ta hänsyn till i sammanhanget rening

av tjäror är förutom koncentrationen av tjäror även daggpunkten då driftproblem

och kontaminering av utrustning först uppstår när tjäran kondenserar. Ju tyngre en

tjära är desto lägre är dess daggpunkt, därför måste tyngre tjäror renas bort helt

medan lättare tjäror kan tolereras i lägre koncentrationer [27]. Tjäran i den råa

syngasen måste r as s att i t d ko d s rar på kalla ytor och skapar

driftproblematik. Dessutom finns allvarliga problem med förgiftning av

katalysatorer. Mängden tjäror som produceras kan reduceras genom att välja typ av

förgasning och även med tillämpning av vissa in-situ-lösningar. Men tjäror kan inte

elimineras helt, även in-situ-lösningar måste kompletteras med ex-situ-lösningar

[29]. Tjärreningen kan delas in i två typer av rening, dels en fysikalisk rening där

tjäran likt en partikel separeras från gasen och dels en katalytisk omvandling av

tjäran till permanent gas [22,23]. Att framgångsrikt och effektivt rena tjäror är en

nyckelfråga för att produktion av bio-drivmedel från förgasad biomassa skall

etableras. Tjärreningen kan huvudsakligen klassificeras i följande kategorier (med

tillhörande tekniker) [19]:

Krackning och Reformering

o Termisk krackning

o Plasmastärkt krackning

o CLR

o Katalytisk krackning

In-bed material

Katalytisk bädd

Monoliter

Katalytisk filtrering

Fysikalisk rening

o ESP

o RPS

o Cyklon

o Filter

o Vattenskrubb

o RME-skrubb

o OLGA

2.3.8.1 Termisk krackning Termisk krackning är en beprövad metod för produktion i större skala. Tekniken

har dock framförallt använts vid förgasning av kol. Bland annat existerar en

process som går under namnet ThermoSelect® där gasen värms upp till

temperaturer kring 1400-1600 °C under några sekunder. Alla termodynamisk

ostabila kolväten förutom metan utsätts då för krackning [19]. Syngasen kan även

16

utsättas för delvis oxidering för att nå höga gastemperaturer och förbruka kolväten i

förbränningen, en nackdel är att syngasen värmevärde minskar betydligt.

2.3.8.2 Plasmastärkt krackning I en process som går under namnet GlidArc

® sker en glidande urladdning mellan

två hornliknande elektroder. Längst ner på hornen där elektroderna är närmast

varandra bildas en elektisk båge som glider uppmed elektroderna för att till slut

brytas, sedan börjar processen på nytt. Syngasen flödar i samma riktning som

elektroderna och urladdningen bidrar till att det bildas bland annat joner och fria

radikaler. De fria radikalerna bidrar till sönderdelning av vissa typer av tjäror men

producerar samtidigt andra. Plasmastärkt krackning är dels ett energiineffektivt

alternativ då elkonsumtionen är hög men även ett svagt reningsalternativ då

GlidArc® har visat på en tjäromvandling på maximalt 40 % [19].

2.3.8.3 CLR (Chemical-Looping Reforming) CLR är en reningsmetod av tjäror som Chalmers utvecklar där tjärorna utsätts för

partiell oxidering. Metallkatalysatorer utskiljer syrgas från vanlig luft och dessa

katalysatorer cirkuleras till en oxideringsenhet där syrgasen förbrukas i oxideringen

av tjäror. I oxideringen regenereras metallkatalysatorerna och förloppet börjar på

nytt. Reningsmetoden är fortfarande i experimentstadiet men lovande resultat med

upp till 99 % t ärr i g har uppvisats [35].

2.3.8.4 Katalytisk krackning Katalytisk krackning kan i vissa fall vara ett attraktivt alternativ då extra

temperaturhöjningar ej är nödvändiga, syngas kan alltså krackas nära

förgasningstemperaturerna. Katalytisk krackning kan tillämpas direkt i förgasaren,

så kallat in-bed eller in-situ, eller efter förgasaren, nedströms (ex-situ). I detta

arbete behandlas endast processer som tillämpas nedströms. Referens [28]

presenterar en stor sammanställning av olika katalysatorer och deras respektive

driftförhållanden, styrkor och svagheter. En av katalysatorerna som anses vara

bland de bästa är en nickelbaserad katalysator som använder dolomit som stöd,

reningen sker vid 780 °C och uppvisar nära 100 % -ig reningseffektivitet.

Dessutom är den inte känslig för svavelförgiftning och koksbildning.

Katalysatorerna kan delas in i följande två kategorier, med tillhörande

underkategorier [19]:

Mineraler

Järnmalm

Lermineral

Olivin

Kalcinerade stenar

o Kalkspat

o Magnesit

o Dolomit

Syntetiska

Koks

Alkalimetaller

Aktiverad aluminiumoxid

Övergångsmetaller

o Ni-baserade

o Pt,Zr,Rh,Ru,Fe-baserade

17

2.3.8.4.1 Katalytiska bäddar

Naturliga mineraler

Naturliga mineraler är relativt billiga och lättillgängliga, däremot så är de mjuka

och nöts lätt ner. Vidare så kan det klor som finns i biomassan reagera med CaO

och bilda CaCl2 som minskar aktiviteten. Det har bedrivits en hel del forskning på

bäddar av dolomit och kalksten, både av forskningsinstitut och kommersiella

företag. Bland annat så har rå syngas från Umsicht CFB-förgasaren, som är av

storleken 500 kWth, renats i bäddar av dolomit eller bauxit, där tjäromvandling var

över 95 % [19].

Koks

Koks är billigt och existerar naturligt i stora mängder i den råa syngasen. Vid

750°C omvandlas över 95 % av tjärorna för en typisk förgasare där luft använts

som fluidiseringsmedium, med inget eller minimal konsumtion av koksen. Andra

tester visar på en tjäromvandling som uppgick till 75 % med dålig selektivitet för

de tyngre tjärorna, Resultaten kan förbättras genom tillförsel av ytterligare aktiva

katalysatorer till bädden, såsom naturliga mineraler [19].

Syntetiska katalysatorer av metaller och metalloxider

De populäraste katalysatorerna i denna kategori är Ni-baserade. När krackning sker

vid temperaturer väl under 900 °C förgiftar svavlet katalysatorn och därmed sänks

aktiviteten. Katalysatorerna är dessutom känsliga för andra spårämnen såsom

alkalimetaller och klorämnen. Det förekommer även en viss förlust av material och

hastig avaktivering till följd av koksbeläggningar [19].

Monoliter

Monolitreaktorer är keramiska block som består av kvadratiska parallella kanaler

som syngasen strömmar igenom. På monolitens kanalväggar finns en beläggning

av katalytiskt aktivt material, i regel nickel, även om det forskas på andra

katalysatorer. Det är möjligt att uppnå tjärkoncentrationer under 200 mg/Nm3 och

livslängden är starkt beroende på driftparametrar. Gasen som skall renas bör ha

låga halter av alkalimetaller. Från Güssing-anläggningen finns erfarenheter som

visar på en nästan fullständigt tjäromvandling och en kraftig ammoniakomvandling

vid 850°C, dock hade den råa syngasen en relativt låg tjärhalt på 1,5 g/Nm3.

Dessutom kan svavelförgiftning vara en betydande risk och det krävs därför att

drifttemperaturen hålls över 900 °C [19].

2.3.8.4.2 Katalytisk filtrering Katalytisk filtrering är en hybrid av keramisk filtrering och katalytisk krackning.

Partikelrening med cykloner är oftast inte tillräckligt eftersom de mindre

partiklarna kvarstår. Vidare så är rening i två steg, alltså en separat partikelrening

och separat t ärr i g, antingen problematisk för driften eller för kostnadsbilden.

Om den katalytiska tjärreningen placeras innan filtreringen uppstår driftproblem

med avaktivering till följd av partikelbeläggningar. Och om den katalytiska

tjärreningen sker efter filtreringen så blir kostnaden högre då det krävs två dyra

högtemperaturssteg. Katalytisk filtrering med candle-filter kombinerar dessa

reningssteg. Filtren består av flera lager där det keramiska filtret är impregnerat

18

med en katalysator. Betydande framgångar har uppnåtts med rutenium och nickel

vid 900 °C respektive 750-900°C. Eftersom de nämnda temperaturnivåerna är

nödvändiga för tjäromvandlingen så blir den grundläggande konsekvensen att det

ändå krävs en lågtemperaturrening eftersom alkalimetallerna är flyktiga vid dessa

temperaturer [19].

2.3.8.5 Fysikalisk rening Följande reningstekniker används antingen som enskilda reningssteg, i

kombination med varandra eller med katalytiska reningstekniker eftersom de –

utöver tjäror – även renar exempelvis partiklar och ammoniak. Metoderna går ut på

att syngasen ky s s tjärorna kondenserar och bildar aerosoler som senare separeras

från gasen med diverse metoder. Som det nämnts tidigar s bör partiklar och tjäror

separeras separat för att partiklar inte ska blandas med den hög-viskösa tjäran [22].

2.3.8.5.1 ESP ESP, elektrostatiska avskiljare, är en vanligt förekommande reningsteknik för

mindre partiklar och vätskedroppar i gasströmmar. När målet är t ärr i g bör höga

temperaturer undvikas då tjäran behöver vara i ett flytande aggregationstillstånd,

vanligtvis i form av aerosoler. Principen bakom tekniken är jonisering av gasen när

den passerar ett högspänningsfält. Det sker en så kallad koronaurladdning som är

ström som läcker ut till en fluid när spänningen är hög. Den joniserade syngasen

sätter sig sedan på partiklar eller aerosoler som då blir polariserade och attraheras

till en jordad elektrod [19]. Principerna för t ärr i g m d d a typ a a ord i g

är desamma som för partikelrening. Denna renare fungerar effektivt vid

gastemperaturer upp till 150 °C, men bör vara ännu lägre för att minska risken för

icke-kondenserade tjäror. Effektiviteten kan vara upp till 99 % för partiklar under

0,1μm. Även om tekniken är mogen med goda resultat är denna typ av rening

relativt ovanlig p grund av höga investeringskostnader [21, 22]. Även WESP (Wet

ESP) kan tillämpas [20].

2.3.8.5.2 RPS (Rotating Particle Separator) RPS använder en roterande cylinder med kanaler som är centrerad i en cyklon.

Forskning på RPS för t ärr i g inleddes på grund av framgångar som RPS

uppvisade för dammrening hos rökgaser. Experiment visade att tunga tjäror var

mycket problematiska när det kommer till igensättning och forskning på denna typ

av renare bedrivs inte längre [19].

2.3.8.5.3 Cyklon Cyklonfiltrering fungerar utifrån samma principer som vid partikelrening och är

framförallt lämplig för rening av aerosoler r t 5 μm r st rr . kti it ten

minskar relativt kraftigt för mindre aerosoler och av den anledningen används

cykloner inte i praktiken för t ärr i g [ .

19

2.3.8.5.4 Filter Diverse typer av filter har länge brukats för rening av tjäror. Aerosoler fastnar på

filtrets yta likt principen för partikelrening. Men tömning av filterytan är mycket

mer problematisk för tjäror på grund av dessas höga viskositet och klibbighet.

Valet av filtertyp är därför mer begränsat än när det kommer till partikelrening.

Påsfilter av tyg och keramikfilter är generellt olämpliga såvida de inte är belagda

med en katalysator för krackning [19,21].

arriär i t r är oftast problematiska att använda för t ärr i g t rsom tjäran till

skillnad från fasta partiklar, är svår att avlägsna från filtret. Detta resulterar i

igentäppta filter [22]. Det har dock visats att en bädd av aktiverad kol och

zinkoxider har stor potential att rena tjäror och även svavelföreningar [30]. Även

historiskt är framgångarna större för bäddfilter, vilket även passar mindre

anläggningar, som oftast består av korn (såsom sand), brunkol, aktiverad kol eller

sågspån. Vissa driftproblem kan uppstå när det kommer till rening av filtren. Dessa

filter passar framförallt anläggningar i mindre skala och där arbetskraft är billig

men kan även tillämpas i större anläggningar som ett slutligt säkerhetssteg [19].

2.3.8.5.5 Våtskrubb Våtskrubb kan användas även för t ärr i g. Tjäran kan sedan oftast återföras ti

rgas i gsr aktor r förbränning. Olika typer av våtskrubb finns tillgängliga

med varierande reningseffektivitet och varierande aerosolstorlekar som reningsmål.

Reningseffektiviteten kan som vara så hög som 99 %. Våtskrubb passar framförallt

för storskalig rening eftersom de typer av våtskrubb som ekonomisk passar

småskalig produktion är mindre effektiva [22]. Drifttemperaturen måste vara under

vattnets kokpunkt och i utloppet, efter rening, är syngasen runt 35-60 °C [21].

2.3.8.5.6 RME-skrubber I RME-skrubber används rapsmetylester (eng. Rapeseed oil Methyl Esther) som

medium för att rena gasen. Gasen renas nästan helt från tjäror men det är

nödvändigt med antingen ett filter eller en ESP efter RME-skrubbern för att

garantera att eventuellt kvarstående aerosoler avlägsnas från strömmen. Oljan blir

mättad med tjäror och förs sedan till förbränning för att förse rgas i gsr aktor

med värme. Till skillnad från en vattenskrubb finns det inga vätskeströmmar som

blir slaggprodukter. På Güssing-anläggning används olivin i en katalytisk bädd för

att minska tjärkoncentrationen till 2,5 g/Nm3 innan RME-skrubbers då det krävs

relativt låga tjärhalter. Om tjärhalten är hög krävs för stora mängder RME [19].

2.3.8.5.7 OLGA OLGA är en nederländsk akronym för oljegasskrubber där en speciell reningsolja

renar gasen från tjäror i flera steg [20]. I det första steget kyls gasen sakta där tunga

tjäror kondenserar i oljan. Tjäror separeras senare från oljorna och återförs till

förgasaren. I det andra steget separeras lättare tjäror från gasen. När oljan är mättad

på tjäror regenereras den i en stripper, på så sätt krävs inte större mängder olja när

koncentrationen av tjäror är högre (som fallet är för RME-skrubber) [19,20].

Regenereringen sker med antingen luft eller ånga som tömmer oljan på tjäror.

Ångan eller luften, innehållande de lättare tjärorna, kan sedan återföras till

20

förgasaren. Tester med OLGA på rå syngas som innehöll 10-20 g/Nm3 visade att

100 % av de tunga tjärorna renades, 99 % av de lätta och 99 % av de

heterocykliska, daggpunkten för återstående tjäror i den renade syngasen är under

10 °C [19]. Vid inloppet har gasen en temperatur på 380 °C och vid utloppet 80°C

[59].

2.3.9 Omättade kolväten I de omättade kolvätena inkluderas, utöver tjäror, även lättare kolväten såsom

acetylen, etylen och bensen. Till skillnad från tjäror innebär inte dessa kolväten risk

för problematiska beläggningar men kan avaktivera katalysatorer. Kolvätena kan

även bilda gummiaktiga polymerer som kan täppa igen utrustning.

Reningen sker framförallt med selektiv katalytisk hydrogenering men är även

möjlig via fysikalisk adsorption (exempelvis aminskrubber) och om det finns höga

krav på selektivitet, via kryoteknik eller selektiv adsorption.

För hydrogenering används vanligtvis platina- eller palladiumkatalysatorer som

arbetar vid relativt låga temperaturer, dessa katalysatorer är känsliga för

svavelförgiftning. Även Ni-Mo- och Co-Mo-katalysatorer som används för HDS

kan användas, dessa katalysatorer är naturligtvis inte känsliga för svavelförgiftning

men har däremot en låg effektivitet (en hel del kolväten omvandlas ej) och bildar

framförallt CH4 (ibland även tyngre kolväten) istället för CO och H2. [19]

2.3.10 Metanreformering Metanhalterna i råa syngasen är vanligtvis 5-10 % vilket är för högt för vissa

katalytiska omvandlingar såsom FT. Det finns tre alternativ för reformering av

metan, dessa är ång-, syre- eller autotermisk reformering samt torr reformering.

2.3.10.1 Ångreformering (SMR, Steam Methane Reforming) Metan reagerar med ånga över en nickelbaserad katalysator, i tusentals parallella

tuber i samma behållare, för att bilda främst CO och H2, ångreformeringen sker

enligt ekv. (2.10)-(2.13). Som det framgår av ekvationerna sker flera processer

samtidigt. Negativt tecken innebär energiavgivning från systemet, alltså en exoterm

reaktion och vice versa. En extern värmekälla är nödvändig eftersom reaktion

(2.10) är starkt endotermt. Vanligtvis sker reaktionen vid 800 °C och 20 bar över

nickelbaserade katalysatorer. [27, 58].

(2.10)

Så kallad Reformering

(2.11)

Så kallad WGS

(2.12)

Så kallad CH4-dekomposition

(2.13)

Så kallad Boudouard-reaktion

21

2.3.10.2 Autotermisk reformering (ATR, Auto-Thermal Reforming) Denna omvandlingsmetod, även kallas syrereformering, innebär en partiell

oxidation av metan och även tyngre kolväten. Reaktionen sker över rodium-

baserade katalysatorer där CO och H2 bildas enligt ekv. (2.14)-(2.16). Dessa starkt

exoterma reaktioner produceras stora mängder överskottsenergi vid temperaturer

kring 1250 °C, samtidigt minskar syngasens värmevärde [27].

(2.14)

(2.15)

(2.16)

2.3.10.3 Torr Metanreformering Torr metanformering sker i regler i kombinationen med ångreformering.

Reaktionen beskrivs av ekv. (2.11)-(2.13), precis som i ångreformeringen med

tillägget av ekv. (2.17) [27].

(2.17)

2.3.11 WGS (Water Gas Shift) Processen går ut på att justera förhållandet mellan CO och H2 och stökiometriskt

sker reaktionen enligt ekv. (2.18). Reaktionen är en jämviktsekvation starkt

beroende av temperaturnivå. Läst från vänster till höger kalla reaktionen för WGS,

och från höger till vänster för RWGS (Reversed-WGS) [23, 52]. Vanliga

temperaturnivåer vid drift är 300-500 °C. När WGS utförs på rå gas kallas

processen för SWGS (Sour-WGS) [27].

(2.18)

2.3.12 CO2-rening Koldioxid är starkt frätande i kombination med vatten och kan förstöra ledningar

och utrustning. Dessutom finns gränsvärden på inerta gaser i bland annat FT-

syntesen. Vidare behöver koldioxid avlägsnas för att öka kvalitén på gaser,

exempelvis SNG. [19]

Samtliga bränslesyntes-processer har krav på CO2-halten i syngasen, och CO2

produceras alltid i dessa processer och behöver därför avlägsnas för att uppnå

acceptabla CO2-halter. Reningen sker vanligtvis med följande fyra metoder:

Kemikalisk och fysikalisk absorption

Solid fysikalisk adsorption

Kryoteknisk separation

Membranseparation

22

2.3.12.1 Kemisk och fysikalisk absorption Kemisk absorption

CO2 reagerar med ett lösningsmedel och bildar ett intermedia med svag bindning.

Denna bindning bryts när värme tillförs och lösningsmedel återgår till sitt ursprung

när CO2 avges. Typiska lösningsmedel är baseras på aminer och karbonat, såsom

MEA, DEA (dietanolamin), ammoniak och het kaliumkarbonat. De vanligaste

lösningsmedlen är MEA och aktiverad kaliumkarbonat. Denna metod fungerar väl

vid låga partialtryck. Gasströmmen får ej innehålla O2 eller SO2, dessutom kan

partiklar och kolväten vara problematiska för driften [27].

MEA innebär rening med monoetanolamin där CO2 renas utifrån kemikalisk

absorption. Reningsmetoden kräver termisk energi på 3,7 MJ/kgrenad CO2 vid 115

°C. Men det är möjlig att återvinna 20 % av insatsenergi från temperaturnivån 90

°C till 40 °C [12,59].

Fysikalisk absorption

CO2 kan absorberas av ett lösningsmedel med hjälp av partiellt övertryck och sedan

frigöras genom värmetillförsel och/eller tryckreduktion. Typiska lösningsmedel är

Selexol® (dimetyleter av polyetylenglykol) eller Recticol

® (kall metanol), båda

arbetar vid höga tryck. Kolväten >C3 är lösliga i dessa lösningsmedel vilket kan

skapa driftproblem [27].

Hybridabsorption

Det är möjligt att kombinera den kemikaliska och fysikaliska metoden i så kallad

hybridabsorption där reningsmetodernas starka sidor tas till vara. Denna teknik har

genererat bättre resultat och visat på en större bredd vad gäller

användningsområden än teknikerna separat. Vanliga lösningsmedel inkluderar A-

MDEA®, Purisol

®, Sulfinol

® och UCARSOL

® [27].

2.3.12.2 Solid Fysikalisk Adsorption Den fysikaliska reningen sker till följd av en attraktion som uppstår mellan gasen

och en aktiv yta när gasen passerar en bädd av solida adsorbenter. Bädden kan

bestå av aktiverat kol, zeoliter eller aluminiumoxid. Vanligtvis har bädden solider

som är en molekylsikt, vilket innebär att de har små porer som endast CO2 får plats

i, på så sätt silas CO2 ut från gasen. Molekylsiktsegenskaper saknas hos

aluminiumoxid och adsorptionskapaciteten är därför ca 5 gånger lägre, mätt som

massa av adsorberad gas per massenhet adsorbent.

Att frigöra CO2 och på så sätt återanvända adsorbenterna kallas för regeneration

och görs kommersiellt på huvudsakligen följande fyra sätt [27]:

PSA (Pressure Swing Adsorption/Regeneration)

TSA (Temperature/Thermal Swing Adsorption)

Bäddtvätt

Kromatografisk

23

PSA

Trycket sänkt i behållaren – med den mättade bädden – tills dess att den

adsorberade gasen lämnar bädden. Cyklarna för regenerationen sker på ett par

sekunder. I fall där regenerationen sker under vakuum kallas processen för VPSA

[27]. Processen sker vanligtvis vid nära omgivningstemperaturer och 5,5 bar [18].

TSA

Temperaturen höjs vilket driver iväg den adsorberade gasen. Det tar timmar för en

regenerationscykel och det krävs större kvantiteter av adsorbenter än när PSA

tillämpas. TSA är den regenerationsteknik som används när adsorbenten är

aluminiumoxid. TSA är dyrare och kräver 2-3 gånger mer energi än PSA [27].

Bäddtvätt

En fluidström passerar bädden med syftet att tvätta bädden från CO2 som finns på

adsorbenten [27].

Kromatografisk

En gasström innehållande något ämne som kan krocka med CO2 får passera bädden

med syftet att fysiskt frigöra CO2. Denna regenerationsteknik passar främst i

mindre skala [27].

2.3.12.3 Kryoteknisk separation Kryoteknisk separation är en fysikalisk separation som genomförs vid låga

temperaturer antingen direkt eller med hjälp av lösningsmedel. Efter att gasen har

torkats kyls den till kryotekniska temperaturer, vilket innebär att CO2 kondenserar,

och sedan kan separation genomföras [27].

2.3.12.4 Membranseparation Denna CO2-reningsmetod kan delas in i två kategorier:

Gasseparationsmembran

Gasabsorptionsmembran

Gasseparationsmembran

På den ena sidan av ett membran passeras gasen som innehåller CO2, denna sida är

under högtryck. Den andra sidan om membranet är under lågtryck vilket driver

vissa partiklar att penetrera membranet, beroende på membranets selektivitet [27].

Gasabsorptionsmembran

Denna typ av membran används för att indirekt kontakta en gasström med en

vätskaström. Vätskan på ena sidan av membranet selekterar ämnen att absorbera

från gasströmmen på andra sidan membranet, tryckskillnaden ska vara minimal.

Membranet agerar endast som en avskiljare och deltar ej i selektionen utan

selektiviteten styrs av vätskan och är generellt hög. Vanliga absorptionsvätskor är

sulfit samt karbonat- och aminlösningar. Membranen som används är porösa och

hydrofoba [27].

24

2.4 Katalytisk syntes Den rena och bearbetade syngasen kan katalytiskt omvandlas till biobränslen. Det

kan vara bränslen i både gas- och flytande form. I detta avsnitt presenteras

omvandlingsprocessen för fyra av dessa bränslen som ingår i studien; FT-Diesel,

FT-Bensin, MeOH och SNG.

2.4.1 Fisher-Tropsch-Syntes FT, döpt efter de tyska forskarna Franz Fischer och Hans Tropsch, kallas den

reaktion där syngas, över en katalysator, omvandlas till kolväten [11]. En indelning

av FTS kan göras utifrån temperaturområde som omvandlingen sker vid.

Lågtemperatur-FTS (LT-FT-Syntes) sker vid 200-240 °C över kobolt- eller

järnkatalysatorer och producerar relativt långa kolvätekedjor (>C13) och är

passande för dieselproduktion. Högtemperatur-FTS (HT-FT-Syntes) sker vid 300-

350 °C, vanligtvis över järnkatalysatorer och genererar kortare kolvätekedjor (C3-

C11) och passar således till bensinproduktion. Reaktionerna sker vid 1-4 MPa.

Produkterna från FTS måste oftast genomgå någon typ av uppgradering för att

kunna brukas som ett bränsle på grund av låg selektivitet hos katalysatorerna.

Stökiometriskt beskrivs FTS-reaktionen i ekv. (2.16), där –CH2– betecknar

byggstenen som utgör kolvätekedjan [43]. Reaktionen är starkt exoterm [23].

Kvoten mellan vätgas och kolmonoxid skall vara H2/CO=1,7 eller 2,15 för Fe-

respektive Co-katalys [39,45]. Svavelnivåerna i syngasen får ej överstiga 60 ppb,

eller 1 ppmV beroende på källa. NH3 får inte överstiga 10 ppmV, NOx får ej

överstiga 0,2 ppmV och HCN för ej överstiga 10 ppb. Utbytet kan vara mellan 50-

90 % med återcirkulering och selektiviteten upp till ca 40 % [45]. I Tabell 2-3 finns

renhetskrav för FT-Syntes redovisade från några referenser och i Tabell 2-4

redovisas driftparametrar.

(2.16) Tabell 2-3. Samlade renhetskrav för FT-syntes från några referenser.

Renhetskrav FT Ref. [45] Ref. [47] Ref. [48, 49[

HT LT HT LT HT LT

Svavel 0,2 ppm 1 ppmV

60 ppb

<100 ppb (COS,

H2S, CS2)

<60 ppb (COS, H2S, CS2)

<1ppmV (H2S+COS+CS2)

Halogener 10 ppb <10 ppb (HCI, Br, F) <10ppbV(HCI+HBr+HF)

Alkalimetaller < 10ppb (Na, K) <10ppbV (Na + K)

Kväve <1 ppmV(NH3 + HCN)

Tjäror <10tals ppb med daggpunkt

över katalysatorns temp.

Så gott som alla tjäror med daggpunkt över

katalys-temperaturen.

CO2 < 5 %

H20 Lågt, oxiderar katalysatorn

C2H2 Lågt

CH4 < 2 %

N2 Lågt

HCN 10 ppb < 10 ppb

NH3 10 ppbV <10 ppb

NOx 0,2 ppmV < 100 ppb

Partiklar <0,1 ppm Nästan helt

Partikelstorlek < 2 μm

25

Tabell 2-4. Driftparametrar för FT från några referenser.

Driftparametrar för FT Ref. [45] Ref. [47]

HT LT HT LT

Katalysator Fe Co Fe Co

Temperatur °C 300-350 200-240 300-350 200-250

Tryck bar 10-40 7-12 20-40

H2/CO 1,7 2,15 0,6-1,7

Omvandling av COd 50-90 % med återföring 50-90 % med återföring

Produkt Alfa-olefiner,

bensin

Vaxer, diesel

Selektivitete ASF-48 % (max) 15-40 % faktisk

ASF-40 % (max)

ASF-48 % (max) 15-40 % faktisk

ASF-40 % (max)

2.4.2 MeOH-Syntes Ur utvecklingsarbetet av FTS-bränslen upptäcktes metanolsyntesen, och metanol är

i själva verket en biprodukt av FTS-diesel. 90 % av världens metanol produceras

via metanolsyntes där råvaran är naturgas, men syngas från biomassa är också en

möjlig råvara. Metanol kan användas direkt, blandas med andra

petroleumprodukter eller omvandlas vidare till ett flertal produkter såsom bensin

och dimetyleter (DME) som anses vara ett framtidsbränsle [46]. Syntesen sker vid

höga temperaturer, höga tryck och är exoterm. Stökiometriskt beskrivs reaktionerna

enligt ekv. (2.17), (2.18) och (2.19). Reaktionen mellan kolmonoxid och vätgas

sker ca 100 gånger snabbare när koldioxid finns närvarande. Studier har visat att

det är C från CO2 som är härkomsten till C i metanol. CO är involverad i en WGS

som producerar H2 och CO2 som senare reagerar till att bli metanol och vatten.

(2.17) (2.18) (2.19)

De mest aktiva katalysatorerna för metanolsyntes innehåller höga halter koppar, ca

60 % kopparinnehåll är optimal. Anledningen till att halten inte är högre är att det

även måste finnas metalloxider som klarar höga temperaturer, såsom ZnO. Även

aluminium är en av beståndsdelarna. Tillsats av cesium, och även andra tyngre

alkalimetaller, till Cu/ZnO-katalysatorer har visats sig öka utbytet av metanol [23].

Kvoten mellan vätgas och kolmonoxid skall vara H2/CO=2. Reaktionen kan ske vid

tryck 5-10 MPa och temperaturer kring 220- 280°C [11]. Används katalysatorn

ZnO/Cr2O3 sk r om a d i g id 50 o 5- 5 MPa o d istället med

syngaskvoten 3. Svavelhalten i syngasen får ej överstiga 0.5 ppmV och järn- och

nickelhalten får ej överstiga 5 ppbV. Utbytet kan vara upp till 99 % med

återcirkulering (max 25 % per tur). Selektiviteten kan vara upp till 99 % [45]. I

d Definierat som –

e ASF står för Anderson-Schulz-Flory-distributionen som sker enligt där Wn

är viktprocenten en kolvätekedja innehållande n st kolatomer och är en kedjans tillväxtsannolikhet

och är typiskt 0,8-0,9 men är stark beroende av katalysator och driftförhållanden. Bensin innehåller

3-9 kolatomer medan diesel är längre, upp till 21 kolatomer

26

Tabell 2-5 finns renhetskrav för MeOH-Syntes redovisade från några referenser

och i Tabell 2-6 redovisas driftparametrar.

Tabell 2-5. Renhetskrav för MeOH från några referenser.

MeOH Ref. [45] Ref. [47] [48, 49] [25]

Svavel <0,5 ppmV

helst <0,1 ppmV

(exkl. COS)

<0,1 ppm, COS, H2S, CS2 <1ppmV

(H2S+COS+CS2)

0,5ppm (Total

svavel)

Halogener 1 ppbV <1ppb (<10ppb) <1ppbV (HCI+HBr+HF)

1ppb

Alkalimetaller Lågt (Na, K) <10ppbV (Na + K)

Fe och Ni 0,005 ppmV

Tjäror <10tals ppb med

daggpunkt över

katalysatorns temp.

Alla tjäror med

daggpunkt över

katalystemperaturen.

<0,1mg/Nm3

Kväve <1 ppmV(NH3+HCN)

CO2 4-8 %

H20 Lågt

C2H2 Lågt (<5ppmV)

CH4 Lågt <3%

N2 Lågt

HCN 10 ppb < 10 ppb 10 ppb

NH3 10 ppmV <10 ppm 10ppm

NOx 0,2 ppmV < 0,1 ppm

Partiklar <0,1 ppm Nästan helt

Partikelstorlek Okänt (Låg)

Tabell 2-6. Driftparametrar för MeOH.

Drift Ref. [45] Ref. [47]

Katalysator ZnO/Cr2O3 (Cu/ZnO/Al2O3) Cu/ZnO/Al2O3 (Cu/ZnO)

Temperatur 350 (220-275) °C 220-275 (225-265) °C

Tryck 250-350 (50-100) bar 50-100 (50) bar

(H2-CO2)/(CO+CO2) 3:1 (H2:CO) >2

Omvandling av CO 10-35 % per tur 25 % per tur

Selektivitet >99 % med återföring >99,5 %

2.4.3 SNG-Syntes Produktion av SNG (Substitute Natural Gas) innebär metanisering av syngas via en

katalytisk sammanslagning av CO och H2 för att bilda CH4, reaktionen sker genom

två parallella reaktioner som finns uttryckta i ekv. (2.20) och (2.21). Syntesen sker

oftast över en nickelbaserad katalysator vid 250-450°C och är starkt exoterm [53].

Det finns flera typer av reaktorer utvecklade för syntesen och i processen ingår en

intern recirkulering av icke-omvandlad syngas och omvandlingen blir nära 100 %

[54]. Litteratur för SNG-syntes rörande renhetskrav, val av katalysatorer och

driftparametrar är mer knapphändig än för de övriga bränslena. I Tabell 2-7 finns

renhetskrav för SNG-syntes redovisade från några referenser och i Tabell 2-8

redovisas driftparametrar.

(2.20)

(2.21)

27

Tabell 2-7. Renhetskrav för SNG-syntes.

Gränsvärden för SNG Ref. [50] [mg/Nm3] Ref. [51]

Partiklar <0,5

Tjäror <0,1

Alkali (Na+K) <1

NH3+HCN <0,8

H2S+COS+CS2 <0,4 <0,1ppmV

Halogener <0,06

Tabell 2-8. Driftparametrar för SNG.

Drift Ref. [53] Ref. [18] Ref. [12]

Katalysator Nickelbaserad

Temperatur 320 °C 300 °C

Tryck 5 bar

H2/CO 3 3 3

28

3 Metod Metodiken för detta arbete har inledningsvis bestått i inläsning av området

förgasning och katalytisk framställning av syntetiska biodrivmedel med fokus på

sammanställningen av:

erhållna produkterna i rå syngas från förgasning

renhetskrav

renings- och bearbetningsalternativ och beskrivning av en typisk

syntesprocess.

Senare har modelleringsarbetet i CHEMCAD inletts med att först definiera

principschema för processen och senare har dessa överförts till en

simuleringsmodell. Utifrån de simulerade resultaten har de varit möjligt att

exportera strömdata för processen och extrahera data från värmeväxlarna och

enhetsoperationer vilket senare har använts som indata för Pinch-beräkningar där

integrationsmöjligheter har avlästs grafiskt. Det slutliga steget har bestått i att

definiera verkningsgrader för processen för att möjliggöra jämförelse och

utvärdering av de åtta processer som studerats. En grafisk presentation av

arbetsgången redovisas i Fig. 3-1. Det åtta fall som studerats presenteras

översiktligt i Fig. 3-2.

Fig. 3-1. En grafisk presentation av arbetsgången.

Fig. 3-2. En överskådlig presentation av de åtta fall som studerat. Det framgår ur figuren att biomassa omvandlas till fyra drivmedel; bensin (via HT-FT-syntes), diesel (via LT-FT-syntes), metanol (via MeOH-syntes) och metan (via SNG-syntes). Framställning av respektive bränsle är möjlig efter gasrening med antingen heta eller kalla metoder.

29

3.1 Rå syngas Som det framgår i avsnitten om förgasning (2.2) så kan råa

syngassammansättningen variera mellan olika förgasare, även för samma förgasare

beroende på driftparametrar och typ av råvara som förgasas. Eftersom detta är en

central del i processen och viktigt för resultaten då simuleringsberäkningarna tar

vid från dessa indata är det viktigt att explicit uttrycka vilken gassammansättning

som gäller i denna studie. I Tabell 3-1 presenteras den gassammansättning som

varit utgångpunkten för beräkningarna, i Tabell 3-2 presenteras övriga

specificeringar.

Tabell 3-1. Sammanställd rå syngassammansättning som använts i simuleringen.

Rå gassammansättning

Torr Vol-% Våt Vol-% Våt Mass-% Flöde [kg/s]

CO 33 13,56 18,9 1,48

H2 25 10,28 1,0 0,08

CO2 18 7,40 16,3 1,28

CH4 12 4,92 3,9 0,31

C2H2 (Etyn) 1 0,42 0,5 0,04

C2H4 (Eten) 4 1,69 2,4 0,18

C2H6 (Etan) 1 0,42 0,5 0,05

N2 6 2,57 0,6 0,28

H2O 0 58,9 52,8 4,14

Tabell 3-2. Övriga specificeringar för förgasningen.

Övriga specificeringar

Biomassa Flis

Rå syngas-temperatur 830 °C

S/B (Steam/Biomass) ~ 0,6 [kgånga/kgtorr biomassa]

Fluidbäddmaterial Sand (kiseldioxid)

Effekt 100 MWth

Matningshastighet 5,118 kg/s

Tot. Flöde av våt och rå syngas 7,844 kg/s

3.2 Spårämnen och renhetskrav Precis som gassammansättningen så kan halten av spårämnen som behöver renas

variera beroende på driftförhållande och typ av biomassa som förgasas. Dessutom

varierar renhetskraven i litteraturen vilket kan bero på mättekniken och/eller vilken

katalysator renhetskraven gäller för, något som inte alltid finns utskrivet (olika

katalysatorer är olika känsliga för förgiftning och avaktivering). I Tabell 3-3

presenteras spårämnen i rå syngas och renhetskrav där sammanställningen är gjord

utifrån de mest frekvent förkommande i litteraturen. Det är även rening av dessa

ämnen hänsyn huvudsakligen har tagits till. Renhetskrav för katalytisk syntes är

bland de striktaste när det kommer till användning av syngas. Om syngasen är tänkt

att förbrännas direkt är kraven inte lika strikta vilket ställer lägre krav på reningen.

Som det framgår i Tabell 3-3 måste vissa ämnen renas ner till storleksordning ppm

eller ppb vilket innebär en näst intill 100 % -ig rening för vissa spårämnen.

I arbetet med val av reningsalternativ har dessa strikta renhetskrav tagits hänsyn till

vilket har inneburit att endast välbeprövade alternativ eller alternativ med stor

30

potential har valts. Dock har inte explicita beräkningar genomförts på rening av

gas, utan det har antagits att reningen är tillräcklig om det är ett beprövat

reningsalternativ med hög reningseffektivitet.

Tabell 3-3. Halt av spårämnen i rå syngas och renhetskrav för bränslesyntest.

Spårämnen och reningskrav Rå syngas FT-HT-

Syntes

FT-LT-Syntes MeOH-Syntes SNG-Syntes

Tjäror 20 g/Nm3 10tals ppb med daggpunkt över

katalysatorns temp.

10tals ppb med

daggpunkt över katalysatorns temp.

0,1 g/Nm3

Partiklar 7 g/Nm3 0,1 ppm (nästan helt) 0,1 ppm (nästan helt) Antaget: 0,1 ppm (nästan

helt)

H2S 120 ppmV 100 ppb 60 ppb 0,1 ppmV 0,1 ppmV

COS 15 ppmV

NH3 1000

ppmV

10 ppbV 10 ppmV 0,8 mg/Nm3

HCN 20 ppmV 10 ppbV 10 ppb

CO2 18 Vol-% 5 % 5 % Antaget: 5 %

CH4 12 Vol-% 2 % Antaget: 2 Vol-% (Lågt)

- (Ju mer metan desto bättre)

Alkalimetaller 10 ppbV 10 ppbV 1 mg/Nm3

3.3 Driftförhållanden för syntes För syntes av bränslen har driftparametrar valts som presenteras i Tabell 3-4. För

modelleringen har det varit nödvändigt att ange specifika föreningar som bildas i

syntesreaktionen, för MeOH och SNG är dessa föreningar uppenbara, nämligen

metanol respektive metan. Men bensin och diesel består av en rad kolväten och för

dessa har specifika föreningar valts som representanter för sina bränslen. HT-FT

antas bilda C6H12, cyclohexane och LT-FT antas bilda C13H28, N-Tridecane. Valen

motiveras med att dessa kolväten ligger i intervallet för hur långa kolkedjor

kolvätena typisk innehåller. Biodiesel och bensin har ett värmevärde (LHV, Lower

Heating Value [MJ/kg]) på 42 respektive 43,5 MJ/kg medan C13H28 och C6H12 har

ett värmevärde (LHV) på ca 44,5 respektive 44,3 MJ/kg [60].

Tabell 3-4. Driftförhållanden för syntes.

Syntetiskt bränsle Temperatur [°C] Tryck [bar] H2/CO

HT-FT-Bensin 300 19 2

LT-FT-Diesel 200 18,5 2,17

MeOH 250 50 3

SNG 300 5 3

31

3.4 Modellering I modelleringsarbetet har det varit viktigt att tydligt kunna överskåda

reningsalternativen för att senare välja de lämpligaste. Därför har Fig. 3-3 ritats där

processens steg finns presenterade på ett överskådligt sätt. Färgkoderna rött,

orange, blått och grönt betecknar temperaturnivån för alternativen och svarar till

heta, medelvarma, kalla respektive flexibla temperaturer. Figuren innehåller tio

steg och läses från vänster till höger. Valen som gjorts för respektive steg är i

figuren markerad med svart inramning, streckad inramning anger alternativen som

ingår i kalla reningen. Den streckade bakgrunden för steg 3-10 symboliserar

systemgränsen i denna studie. Motiveringar till valen följer i listan nedan:

1. Torkning: Denna del inkluderas ej i studien, därför är ingen av

alternativen inramad.

2. Förgasning: Som det nämnts tidigare finns det många typer av

förgasningsreaktorer, den typ som valts är en CFB-förgasare lik den på

Chalmers. Anledningen är de stora möjligheterna för eftermontering och

den höga driftssäkerheten.

3. Initial filtrering: Den gas som lämnar förgasare innehåller diverse

större partiklar och även icke-förgasad biomassa och måste filtreras så

dessa kan avlägsnas eller återföras till förgasaren. För detta syfte är

cykloner standardutrustning som innebär en välbeprövad och säker drift

med hög effektivitet. Denna reningsmetod är med i både det heta och

kalla fallet.

4. Tjärreningen är förmodligen det viktigaste steget för att

anläggningen ska vara driftsäker. Katalytisk omvandling anses vara det

optimala alternativet men hinder såsom avaktivering och förgiftning

måste först övervinnas, med fortsatt FoU kommer sannolikt driftsäkra

katalysatorer att produceras. Detta steg är en del i het gasrening.

OLGA är en mycket effektiv och beprövad reningsmetod som i

praktiken används i flera anläggningar. Detta steg är en del i kall

gasrening.

5. S- och N-föreningar: Solid adsorption och katalytisk rening av S-

respektive N-föreningar är en effektiv reningsmetod, reningen görs inte

nödvändigtvis i samma steg som Fig. 3-3 antyder men driftförhållandena

är snarlika vilket är anledningen till att dessa skrivits i samma steg. Detta

steg är en del i het gasrening.

En annan välbeprövad och effektiv reningsmetod är våt rening där

föreningarna renas med hjälp av bland annat vatten, även här är

driftförhållandena snarlika både för rening av S- och N-komponenter.

Detta steg är en del i kall gasrening.

6. Finare partiklar och alkalimetaller: Finare partiklar kan renas

effektivt och med lågt tryckfall med ett barriär i t r. Detsamma gäller

alkalimetaller och där måste gasen kylas något så att alkalimetallerna

kondenserar. Denna reningsmetod är med i både det heta och kalla fallet.

7. Metanreformering: Reformeringen av metan är nödvändigt i alla

syntesreaktioner förutom för SNG och då är SMR en passande metod

eftersom temperaturnivån på 800°C är mer konsistent med övriga

processen. Exempelvis torr reformering kräver en temperaturnivå över

ca 1200°C vilket inte finns tillgängligt och ger upphov till större extern

32

värmetillförsel. Denna reningsmetod är med i både det heta och kalla

fallet

8. Kvotjustering: För justering av förhållandet mellan CO och H2 används

WGS-reaktionen där temperaturnivån och katalysatorer styr jämvikten.

Detta steg är med i både det heta och kalla fallet

9. CO2-rening: För rening av koldioxid har solid fysikalisk adsorption

valts med PSA som regenerationsteknik då detta är en beprövad teknik

med breda tillämpningsområden. Denna reningsmetod är med i det heta

fallet.

För det kalla fallet har rening med MEA valts på grund av den höga

reningsgraden och att metoden är ofta förekommande i litteraturen.

10. Syntes: Även om det för varje specifik bränslesyntes finns flera

reaktortyper utvecklade så har detta steg reducerats ner till endast

typiska alternativ.

När val av renings-, bearbetnings- och syntesalternativ väl gjorts, inklusive

driftförhållanden, har principiella flödesscheman definierats i CHEMCAD. I detta

moment har CHEMCAD endast används som ett ritprogram. Totalt har åtta

flödesscheman definierats, ett med het gasrening och ett med kall gasrening för de

fyra respektive bränslena. I Fig. 3-4 presenteras det principiella flödesschemat för

produktion av FT-Bensin med het gasrening, de övriga flödesschemana finns i

Appendix A. Principschemat ger en tydlig beskrivning av var och hur de olika

stegen ingår i processen.

Utifrån principschemana har sedan en simuleringsmodell definierats i CHEMCAD,

simuleringsmodellen som tillhör FT-Bensin (principschema i Fig. 3-4) presenteras i

Fig. 3-5. De övriga sju simuleringsmodellerna presenteras i Appendix B. I

simuleringsmodellen har principschemat reducerats ner till att endast inkludera

operationer som har en termisk påverkan på systemet, operationer som är

nödvändiga för bearbetning (såsom WGS och SMR) samt syntes. Hänsyn till

operationer såsom cykloner och barriär i t r har därför exkluderats, gasströmmen

har dock värmeväxlats till temperaturer som dessa steg opererar vid.

För modellering av krackning, SMR, WGS, och syntes har Gibbs jämviktreaktor

använts (se enhetsoperator (6), (10), (10) respektive (15) i Fig. 3-5), genom att

specificera temperatur samt tryck och sedan justera jämviktstemperaturen och ange

vilka gaser som är inerta är det möjligt att med denna enhetsoperation efterlikna

verkliga processer.

I vissa delar av processen är gasen under vattnets kokpunkt vilket innebär att en hel

del vatten kondenserar och i verkligheten töms gasen på detta vatten. För att

efterlikna detta i simuleringar samtidigt som gasen fortfarande är mättad med

vatten har en fasseparator använts för att leda bort ämnen som är i ett flytande

aggregationstillstånd från strömmen (se enhetsoperator (12) i Fig. 3-5).

För separering av CO2 (som sker med PSA) har en komponentseparator använt i

modellen där det är möjligt att ange hur stor del av en eller flera specifika

komponenter som skall avskiljas från strömmen (se enhetsoperator 13 i Fig. 3-5).

33

Fig. 3-3. Överskådlig presentation av renings-, bearbetnings och syntesalternativ där valda alternativ är inramade. Solid ram avser reningsalternativ som ingår i de heta fallen medan streckad ram avser reningsalternativ som ingår i de kalla fallen. Förgasaren och syntesreaktorerna ingår i båda fallen. Färgkoderna rött, orange, blått och grönt svarar till drifttemperaturera som är heta, medelvarma, låga respektive flexibla.

1. Torkning

Rökgaser

Ånga

Luft

2. Förgasning

Indirekt

CFB

3. Initial filtrering

Cyklon

Barriärfilter

ESP

4. Tjärrening

Termisk krackning

Plasmastärkt krackning

Katalytisk krackning

ESP

RPS

Cyklon

Filter

Vattenskrubb

RME-skrubb

OLGA

CLR

5. S- och N-föreningar

Katalytisk för N, Solid

adsorption för S

Våt

Membran-separering

6. Finare partiklar

och alkali-metaller

Barriär-

filter

ESP

Cyklon

Våt

7. Metan-reform-

ering

SMR

ATR

Torr

8. Kvot-justering

WGS

9. CO2-rening

Kemikalisk absorption

Fysikalisk absorption

Hybrid-absorption

Solid fysikalisk

adsorption

Kryoteknisk separation

Membran-separering

MEA

10. Syntes

MeOH

LT-FT

HT-FT

SNG

34

Fig. 3-4. Principiellt flödesschema för produktion av HT-FT-Bensin med het rening.

35

Fig. 3-5. Simuleringsmodell i CHEMCAD för produktion av HT-FT-Bensin med het gasrening. Ström-ID i kvadratiska skyltar och enhetsoperator-ID i cirkulära.

36

3.5 Verkningsgrader För att jämförelse mellan resultaten från simuleringarna, och även utvärdering av

dessa, ska vara möjlig är det nödvändigt att definiera kriterier för

verkningsgraderna.

Det finns flera möjligheter för detta, den enklaste är den så kallade

kallgasverkningsgraden som är utskriven i ekv. (3.1) [12]. Där är

verkningsgraden med indexering som står för Kall Gas [-], och

avser massflöden av huvudsaklig bränsleprodukt som producerats

[kg/s] respektive dess LHV [MJ/kg] och och avser

massflöden av biomassa som förgasas [kg/s] respektive dess LHV [MJ/kg].

(3.1)

Jämförelse och utvärdering av processer utifrån kallgasverkningsgraden ger endast

en rättvis bild av den egentliga verkningsgraden om värmeöverskottet inte anses

vara nyttig termisk energi och gäller således endast för fristående anläggningar där

värmeintegration inte är möjlig. Men i denna studie är utgångspunkten att termisk

överskottsenergi kan komma väl till pass i ett massa- och pappersbruk. I ett sådant

bruk används stora mängder ånga vid produktionen och ånga vid temperaturnivåer

på 500 °C (60 bar), 184 °C (10 bar) och 143 °C (3 bar) behöver produceras i

betydande mängder. Behovet av värmeintegreringen på dessa temperaturnivåer är

näst intill obegränsad. Dessutom anses temperaturnivåer ner till 90 °C vara

användbar termisk energi [56].

Det är således uppenbart att kallgasverkningsgraden inte är ett rättvisande mått på

processens effektivitet, istället är det mer passande att definiera en termisk

verkningsgrad, se ekv. (3-2) [12,59]. avser den termiska verkningsgraden [-

],∑ är summan av bränsleprodukter i [kg/s] multiplicerat med deras

respektive LHV [MJ/kg], ∑ är summan av råvaror till systemet (här

endast biomassa) [kg/s] multiplicerat med deras respektive LHV [MJ/kg] samt

∑ och ∑ som avser nyttiggjord termisk energi som lämnar systemet [MW]

respektive termisk energi som tillförs systemet [MW].

∑ ∑

∑ ∑ (3.2)

Vidare har en verkningsgrad definierats för att även ta hänsyn till användningen av

elektrisk energi, se ekv. (3-3). Där tilläggen är elektrisk energi som produceras

av processen [MW] (i denna studie noll) och är elektrisk energi som tillförts

systemet [MW]. Det är kompressorerna som förbrukar elektrisk energi och olika

systemlösningar ger upphov till skilda behov. Därför är det viktigt att även ta

hänsyn till dessa för att jämförelsen mellan processerna ska vara mer rättvisande. I

ekv. 3-3 antas en ekvivalens mellan termisk och elektrisk energi [16].

∑ ∑

∑ ∑ (3.3)

37

För att jämställa jämförelsen ytterligare har verkningsgraden i ekv. (3-4)

definierats. Tillägget COP [-] (Coefficient Of Performance) är ett mått på hur

termisk energi relateras till elektrisk. Sambandet som råder är , om

COP=2,5 skulle alltså 1 MW elektrisk effekt kunna omvandlas till 2,5 MW termisk

med en värmepump. Valet av COP-värde är motiverat med att elproduktion från

bränslen som produceras i processen skulle vara möjlig med 40 % verkningsgrad

vilket översätts till ⁄ .

∑ ∑

∑ ∑ (3.4)

3.6 Teori för Pinch-analys I en process med många strömmar som antingen behöver kylas eller värmas är det

inte alltid uppenbart hur nätverket av värmeväxlare ska sammankopplas för

optimerad effektivitet. Genom att tillämpa den så kallade Pinch-metodiken så kan

processen visualiseras grafiskt där minsta teoretiska kyl- och värmebehov kan

avläsas. Dels ger Pinch-analysen svar på hur väl processen kan integreras intern,

det vill säga att en ström som behöver kylas värmeväxlas med en ström som

behöver värmas, vilket naturligtvis innebär stora besparingar jämfört med att kyla

och värma dessa strömmar med externa medier. Dels visualiseras möjligheterna för

att värmeintegrera en befintlig process med en annan med hänsyn till effekt och

temperaturnivåer. Analysmetoden tar således både hänsyn till termodynamikens

första och andra huvudsats.

Analysmetoden är utvecklad av Bodo Linhoff och har fått en utbredd användning,

det sägs att det är möjligt att energieffektivisera med upp till 35 % genom att

genomföra de eventuella integreringsförslag som erhålls från Pinch-analysen.

Populär litteratur om Pinch-analys inkluderar boken Pinch Analysis and Process

Integration av Ian Kemp [55]. I boken ingår en elektronisk bilaga som är ett

förprogrammerat Excel-dokument där indata matas in och sedan beräknas alla

intressanta resultat såsom minsta kyl- och värmebehov och även grafiska

representationer av processen [57].

Indata består av temperaturer, last och för varje ström i processen.

Temperaturer som anges är en ströms start- och måltemperatur, om Tstart < Tmål

kallas strömmen för en kall ström, och om det är omvänt kallas strömmen för en

het ström. Varje ström måste även kopplas till en last som beräknas enligt ekv.

(3.5), lasten betecknas vanligtvis som CP – inte att förväxlas med specifik

värmekapacitet cp. Där CP är lasten i [kW/K], är massflöde i [kg/s] och cp är

specifik värmekapacitet i [kJ/kgK]. Slutligen måste anges vilket är ett mått

på hur fullständig en värmeväxling är, vanligtvis ett värde mellan 5-20 °C.

bestäms i praktiken av ekonomiska aspekter, en effektivare, alltså mer fullständig,

värmeväxling kräver större värmeväxlare och innebär därmed högre

kapitalkostnader. Om två strömmar av vätskor värmeväxlas innebär detta en lägre

än om det skulle vara två gasströmmar. Det är även möjligt att ange ett så

kallat globalt för hela processen, det är då inte nödvändigt att ange det för

varje specifik ström. För beräkningarna i denna studie användes ett globalt

, vilket är relativt högt men är motiverat med att det framförallt är

gasströmmar som värmeväxlas.

38

(3.5)

När samtliga strömmar matats in vägs de samman i sina respektive

temperaturintervall, med hänsyn till last, och sätts sedan samman till en enda kurva

som presenteras grafiskt. Kurvan kallas för Grand Composite Curve och förkortas

GCC. I Fig. 3-6 a) presenteras ett exempel på GCC. Den del av GCC som är

positivt lutad (snett uppåt till höger) är en värmesänka och behöver således ett

värmetillskott, är med andra ord en kall ström. Negativ lutning på en del av kurvan

(snett nedåt till höger) innebär att strömmen är en värmekälla och behöver kylas,

med andra ord är det en het ström. De skuggade områdena i figuren som är

markerade med HT (Heat Pockets) visar områden där processen är självförsörjande

och behöver således varken kylning eller uppvärmning. Med samma analogi skulle

en horisontell linje representera en isoterm endo- eller exoterm ström, exempelvis

fasomvandling för vatten.

I Fig. 3-6 b) presenteras GCC där det är utritat vilka strömmar processen är i behov

av, för värmebehoven krävs en ström vid 700 °C på 1000 kW och för kylbehovet

krävs en ström vid 100 °C på 2000 kW. Behovet av extern kylning i processen

öppnar en möjlighet för integrering av processen med en annan process som har ett

externt värmebehov, på så vis kan effektiviteten höjas.

Om det däremot finns möjligheter för uppvärmning och kylning med fler

strömmar, än en vid 700 °C och en vid 100 °C, så kan det innebära en

exergibesparing. I Fig. 3-7 a) visas samma exempel där hela det skuggade området

utgör processens exergiförlust. Anta att det även fanns möjlighet för uppvärmning

och kylning med fler strömmar, exempelvis en ström vid 600 °C och en vid 200

°C. Då kan värme- och kylbehov tillfredsställas på det sätt som föreslås i Fig. 3-7

b) vilket medför en lägre exergiförlust. Dock påverkas inte effektbehovet utan det

krävs fortfarande 1000 kW (700 kW + 300 kW) för uppvärmning och 2000 kW

(1800 kW + 200 kW) för kylning. I praktiken bör värmeintegreringen ske på så sätt

att exergiförlusterna minimeras. Viktigt att notera är att Pinch-analysen inte tar

hänsyn till praktiska möjligheter för värmeintegrationen. För ytterligare teori om

Pinch-analys hänvisas läsaren till boken av I. Kemp [55].

Fig. 3-6. Exempel på en GCC, i Fig. a) åskådliggörs hur kurvan tolkas och var minsta teoretiska värme- och kylbehov avläses och i b) presenteras ett numeriskt exempel där det framgår att processen är i behov av en ström exempelvis vid 700 °C på 1000 kW och en ström vid 100 °C på 2000 kW. HP markerar processens Heat Pockets.

39

Fig. 3-7. I figur a) åskådliggörs exergiförlusten (hela det skuggade området) för exemplet i Fig. 3-4 b) och i figur b) presenteras ett alternativ för hur exergiförlusten kan minskas. Kyl- och värmebehov påverkas dock ej.

40

4 Resultat & Diskussion Simuleringar i CHEMCAD har resulterat i strömdata som finns redovisade i

Appendix C. Genom att följa strömdata fås en tydlig bild av hur exempelvis

gassammansättning och entalpiflöden i strömmarna förändras samt

enhetsoperationernas roll i processen. Det är möjligt att avläsa indata för Pinch-

analys antingen från strömdatan eller från respektive enhetsoperation direkt i

CHEMCAD. Extraheraringen av indata för Pinch-analysen med start- och

måltemperaturer samt last finns samlade i Appendix D.

Från Pinch-analysen erhålls GCC för samtliga åtta fall, i Fig. 4-1 presenteras GCC

för produktion av HT-FT-Bensin, de övriga fallen presenteras i Appendix E. I

figuren framgår det att värmeöverskottet är stort och att det även är möjligt att få ut

energi på flera användbara temperaturnivåer. I det specifika fallet kan 21500 kW av

termisk energi fås ut på 500 °C-nivån, 16500 kW netto på 184 °C-nivån och 1000

kW på 90 °C-nivån. Även om 143 °C-nivån är en del i integrationen erhåller den

inget nettotillskott av termisk energi utan används endast i syfte att minimera

exergiförlusterna. Den sammanlagda potentialen av värmeintegration kan avläsas

till att vara summan av nettotillskotten, i detta fall 39000 kW.

Fig. 4-1. GCC för produktion av HT-FT-Bensin med het gasrening. Värmeintegration har förkortats med V.I.

I Fig. 4-2 presenteras resultaten från Pinch-analysen samt elektrisk energi som

tillförts kompressorerna för samtliga åtta fall. För produktion av SNG existerar

inget värmebehov vilket beror på att SMR inte ingår i den processen. Även för de

heta fallen existerar inget värmebehov vilket beror på att kompressionen resulterar i

betydande mängder värmeöverskott vilket kan täcka värmebehovet för SMR, se

första HP läst från vänster i Fig. 4-1. För de kalla fallen krävs dock extern

värmetillförsel vid 800 °C för att förse den starkt endoterma process som SMR är,

se GCC för de kalla fallen i Appendix E (exklusive SNG). Värmebehovet är en

Kylning efter

Kompression

SMR

Gaskylning

Syntes

Övrig kylning

Förångning

vatten

HP

HP

V.I. mot 60

bars ånga

V.I. mot 10

bars ånga

V.I. mot 3

bars ånga Övrig V.I.

T [°C]

kW

41

konsekvens av valet av förgasartyp. En CFB-förgasare, som gassammansättningen

tillhör, resulterar generellt i höga halter metan. Vilket är en fördel när SNG skall

produceras men leder till extra värmebehov för de övriga bränslena eftersom större

mängder metan behöver reformeras.

Kompressorarbetet är dels beroende av driftparametrarna för syntesen, vilket

varierar beroende på typ av reaktor och katalysator som användas, eftersom de

arbetar vid olika trycknivåer. Men också beroende på var i processen

kompressionen sker. När systemlösningarna definierats i CHEMCAD har

komprimeringen systematiskt placerats efter det att ämnen såsom vatten och

spårämnen redan avlägsnats från strömmen med syftet att minska massflödet som

behöver komprimeras.

För fallet SNG-kall som medför lägst kompressionsarbete är kompressorn placerad

efter det att en hel del vatten har kondenserats bort och CO2 redan renats, dessutom

sker komprimeringen till den relativt låga nivån 5 bar. För fallet MeOH-het, som

ger upphov till högst kompressionsarbete, sker kompressionen på rå syngas till 20

bar (för SMR) där massflödet är mycket större, dessutom sker ytterligare

kompression av renad syngas till 50 bar för att uppnå trycknivåer som är

nödvändiga i syntesreaktorn.

Det måste dock noteras att med ytterligare planering av systemlösningen så skulle

kompressionsarbetet kunna minskas. Alternativt att det i praktiken kan finnas

begränsningar eller svårigheter med vald kompressorplacering vilket även kan

medföra högre kompressionsarbeten.

Kompressionen resulterar i temperaturhöjningar hos gasströmmen och relativt stora

kompressorarbeten, som det är i de heta fallen, är en bidragande faktor till att

kylbehovet är mycket större jämförts mot de kalla fallen. Det är därför viktigt att i

utvärderingen inte försumma kompressorarbetet då det kan leda till en felaktig

tolkning av processens effektivitet.

Fig. 4-2. Potential för värmeutvinning (vilket är kylbehovet), behov av värmetillförsel och behov av elektrisk energi för kompressionen.

42

Kylbehovet för drivmedelsframställningen är den energi som utgör

värmeintegrationen.

De kalla fallens relativt låga kylbehov är alltså en följd av lägre

kompressionsarbete men också en konsekvens av vald reningsmetod. Från MEA-

enheten, vilket endast ingår i de kalla fallen och används i reningen av CO2, frigörs

stora mängder energi vid temperaturnivåer under 90 °C. Eftersom temperaturnivåer

under 90 °C inte anses vara nyttig energi i denna studie tillgodoräknas inte stora

mängder termisk energi vid de kalla fallen. För de kalla fallen är det ca 10000 kW

termisk energi som är under denna temperaturnivå, för de heta fallen endast ca

2000 kW, se GCC i Appendix E.

Efter att resultaten från Pinch-analysen sammanställts är det möjligt att beräkna

verkningsgrader utifrån de fyra definitioner som redovisades i ekv. (3.1)-(3.4). Vid

tolkning av resultaten är det viktigt att tydligt förstå definitionerna av – och

framförallt skillnaderna mellan – verkningsgraderna.

I Fig. 4-3 presenteras resultatet från verkningsgradsberäkningarna för samtliga åtta

fall som ingår i studien.

Intressant att notera är att kallgasverkningsgraden, som beräknats enligt ekv (3.1),

för de heta fallen är helt i linje med tidigare publiceringar. Kallgasverkningsgraden

för samtliga bränslen med het gasrening varierar mellan 50 till 55 % vilket är helt i

enlighet med kallgasverkningsgrader som presenteras i bland annat referenser [12]

och [14]. Dock finns det för vissa fall skillnader med ett par procentenheter vilket

bland annat beror på skillnader i rå gassammansättning som studierna utgått ifrån.

Att utvärdera processen utifrån detta mått beskriver hur stor del av potentiella

energin i biomassa omvandlas till potentiell energi i form av bio-drivmedel. Att

detta mått är i enlighet med övriga publiceringar har setts som en bekräftelse på att

simuleringsmodellerna är tillräckligt korrekt utformade för att möjliggöra att

slutsatser kan dras med säkerhet.

Däremot är kallgasverkningsgraden för de kalla fallen mellan 30 till 35 % vilket är

betydligt mindre än verkningsgraden för de heta fallen. Detta är en direkt

konsekvens av systemgränsen. I de heta fallen reformeras tjäror och de övriga

kolvätena till syngas, reformeringen innebär att dessa kolväten alltid är en del i

gasströmmen och i slutändan omvandlas till drivmedel i syntesreaktionen. I de

kalla fallen sker inte reningen med reformering, utan med separering. På så viss är

massflöden av syngas som konverteras i syntesreaktorn lägre efter kall rening. I

praktiken återförs separerade kolväten till förgasaren och därmed produceras

ytterligare syngas och kallverkningsgraden ökar då till nivåer av de heta fallen.

Eftersom systemgränsen i denna studie inte inkluderar förgasaren tas inte hänsyn

till eventuell återföring av kolväten vilket resulterar i lägre och missvisande

kallgasverkningsgrader för de kalla fallen.

Den termiska verkningsgraden, som beräknats enligt ekv. (3.2), tar – utöver

mängden drivmedel som producerats – även hänsyn till termisk energi som kan

utvinnas från processen. Hänsyn tas även till biprodukter, så tjäror och andra

kolväten som avlägsnats tillgodoräknas. Verkningsgraden är således ett mått på

potentiell effektivitet för bränsleframställning när det finns möjlighet för

värmeintegration och återföring av biprodukter. Det framgår tydligt av Fig. 4-3 att

43

verkningsgraden stiger avsevärt om termisk överskottsenergi tillvaratas, ökningen

uppgår i vissa fall till 40 % -enheter. Vilket tydligt framhäver fördelarna och

vinsterna med värmeintegration.

Fig. 4-3. Verkningsgrader utifrån de olika definitionerna för samtliga åtta fall.

Som det nämnts tidigare så resulterar kompressionen i en ökning av sensibel energi

hos gasströmmen vilket återigen är en bidragande faktor till skillnaderna i

verkningsgrad mellan de heta och kalla fallen. Den andra bidragande faktorn till

skillnaderna är MEA-renaren där stora mängder termisk energi frigörs vid

temperaturnivåer lägre än den som anses vara användbart.

För att ta hänsyn till kompressionsarbetet definierades en elektrisk verkningsgrad,

som beräknats enligt ekv. (3.3), med syftet att underlätta jämförelsen av

verkningsgraderna mellan de åtta fallen. Elektrisk energi har antagits vara

ekvivalent med termisk vilket är en förenkling men det är en ansats som har stöd i

flera publiceringar. Jämfört med den termiska verkningsgraden är den elektiska

lägre, vilket är naturligt eftersom insatsen av energi som hänsyn tas till blir högre

per definition. Det intressanta med detta mått är hur verkningsgraden, procentuellt

sett, sjunker kraftigare för de heta fallen än för de kalla, jämfört med den termiska

verkningsgraden. Detta beror naturligtvis på att insatsenergin till kompressorerna

för de heta fallen är betydligt större.

Denna observation antyder att ett mer rättvisande mått på verkningsgraden skulle

vara möjlig om elektrisk energi viktas mot termisk istället för att sättas som

ekvivalenter. Av den anledningen definierades COP-verkningsgraden, som

beräknats enligt ekv. (3.4), där COP antas ha värdet 2,5. Från Fig. 4-3 framgår det

av COP-verkningsgraden att skillnaderna i processeffektivitet är små mellan de

heta och kalla fallen, skillnaderna är nästan helt utjämnade, förutom för SNG. Men

ansatsen COP = 2,5 är högst diskutabel och måste väljas med försiktighet.

Ur resultatanalysen framgår det tydligt att MEA-enheten är en betydande faktor i

att de kalla fallen är ineffektivare processer jämfört mot de heta. Extra påtagligt är

det för produktion av SNG eftersom syntesen kräver en högre H2/CO-kvot vilket

innebär att omvandlingen av CO i WGS går längre. Vilket leder till att större

mängder CO2 produceras vilket i sin tur leder till större energiinsats och därmed

44

också större mängder spillenergi från MEA-renaren. Detta förklarar varför det kalla

fallet för SNG är mindre effektivt än de övriga kalla fallen.

Intressant är också att typ av drivmedel är mindre avgörande utifrån

verkningsgradsperspektiv. Dock kan andra faktorer påverka val av drivmedel,

exempelvis befintlig infrastruktur för bränsledistribution. Flytande bränsle har

fördelar gentemot SNG vid transport men om ett gasnät finns utbyggt är

distributionen inte problematisk.

Syftet med detta arbete har varit att undersöka möjligheterna för värmeintegration

av bio-drivmedelsframställning mot ett typiskt pappers- och massabruk. För

beräkningar av energiflöden och värmeöverskotten har CHEMCAD varit ett

mycket användbart verktyg. Beräkningarna var relativt enkla och hade varit

möjliga att genomföra i ett kalkylblad, dock hade det inneburit extra förenklingar

och mycket tidsåtgång för insamling av tabellerade värden. Framförallt hade

beräkningar för WGS, SMR och syntesreaktioner försvårats. Dessutom hade

handberäkningar säkerligen inneburit en extra felkälla. Modellerna i CHEMCAD

har reducerats ner till att endast inkludera operationer som har en termisk påverkan

på processen och dessa operationer har i sin tur reducerats till att ta hänsyn till in-

och utloppstemperaturer, tryck och gassammansättning. Vidare fördjupning och

noggrannare modellering av processen har inte anses vara möjlig inom ramen för

detta arbete.

För att sedan även ta hänsyn till temperaturnivåer och inte endast energiflöden, och

därmed avläsa möjligheten för värmeintegration utifrån termodynamikens andra

huvudsats, så har Pinch-analys tillämpats med fullgott resultat. Analysmetoden är

väldigt användbar med styrkan att grafisk visualisera en komplicerad process på ett

överskådligt sätt. Grafisk avläsning kan å andra sidan vara en felkälla eftersom

precisa avläsningar försvåras. Effektavläsningar har avrundats till närmaste 250-tal

(kW).

För att ytterligare undersöka processens effektivitet behöver systemgränsen

utvidgas för att erhålla mera övergripande och rättvisande resultat av

framställningen. Integrationsmöjligheten bör även studeras för processer som har

nytta av lågvärdig energi, exempelvis fjärrvärmeanläggningar, på så vis kan

verkningsgraden förbättras. Ekonomiska kalkyler är också viktiga som

beslutsunderlag för beslutsfattare. En ekonomiskt hållbar framställning av bio-

drivmedel skulle innebära en snabbare kommersiell etablering.

Vidare så är biomassa till sin natur ett bränsle med låg energidensitet och hög

fukthalt. Dessutom är biomassa inte tillgänglig som en koncentrerad resurs såsom

kol eller råolja. Tillgången och transportsträckorna för biomassan är en övre

begränsade faktor på anläggningsstorleken. Det kan vara en fördel med

decentraliserade anläggningar i kombination med centraliserade. Exempelvis kan

biomassan torkas för att höja energidensiteten innan transport. Eller att biomassa

pyrolyseras och bio-oljorna och/eller koksen transporteras till en central

förgasningsanläggning.

Aspekter av denna typ bör vägas in i utvärderingen av bio-drivmedelsproduktion

och undersökas i framtida arbeten.

45

För att politiska och samhälliga miljömål skall uppnås krävs ytterligare satsningar

på förnybara drivmedel och av denna studie framgår det tydligt att välplanerade

processer kan leda till effektiv och hållbar framställning av bio-drivmedel.

46

5 Slutsats Produktion av bio-drivmedlen FT-Bensin, FT-Diesel, MeOH och SNG har

modellerats där gasreningen har utförts med kalla eller heta metoder. Utifrån

simulerade resultat och Pinch-analys framgår det tydligt att det finns stora

möjligheter för värmeintegration mot ett massa- och pappersbruk. Framställningen

av bio-drivmedel kan effektiviseras betydligt av integrationen, processens

verkningsgrad kan förbättras med 10-tals procentenheter.

Vidare kan flöjande slutsatser dras:

1. Reningssteg som ger upphov till värmeöverskott av lågvärdig termisk

energi, under 90 °C, såsom MEA, bör undvikas då verkningsgraden

påverkas negativt.

2. Återföring av tjäror och biprodukter är av yttersta vikt för att uppnå höga

kallgasverkningsgrader.

3. Rening med heta metoder innebär större insatsenergi för kompressionen.

Men ger å andra sidan upphov till extra termisk överskottsenergi som

kan förse SMR med behövd värmeenergi och innebär också större

potential för värmeintegrationen.

4. För de fyra drivmedlen som studerats är skillnaderna i verkningsgrad

sinsemellan minimal. Dock skulle andra gassammansättningar kunna

påverka denna slutsats, exempelvis högre andel metan skulle gynna

produktionen av SNG.

5. Produktion av SNG kräver en högre H2/CO-kvot vilket innebär att större

mängder av CO2 produceras i WGS. Detta medför större energiinsats för

CO2-separering.

47

6 Referenser

[1] Basu, P. (2010). Biomass gasification and pyrolysis: practical design and

theory. Academic press.

[2] Lassi, U. & Wikman, B. (2011). Förgasning av biomassa till värme, elektricitet

och biobränslen: Publikation för HighBio-projektet.

[3] Svensson, E., Kadic, Z. & Lindblom, H. (2012). Transportsektorns

energianvändning 2011. Energimyndigheten.

[4] Ramage, M. & Katzer, J. (2009). Liquid Transportation Fuels from Coal and

Biomass Technological Status, Costs, and Environmental Impacts. National

Academies Press.

[5] Häggström, C., Öhrman, O., Rownaghi, A.A., Hedlund, J. & Gebart, R. (2012).

Catalytic methanol synthesis via black liquor gasification. Fuel Processing

Technology, 94 (1), 10-15.

[6] Pachauri, R.K. (2008). Climate change 2007. synthesis report. contribution of

working groups I, II and III to the fourth assessment report.

[7] Scragg, A.H. (2009). Biofuels: production, application and development. Cabi.

[8] Miljöfaktaboken. (2007). Stockholm: ÅF Energi & Miljöfakta.

[9] Klimafolgenforschung, P.f. & Bank, W. (2012). Turn Down the Heat: Why a 4

°C Warmer World Must be Avoided. World Bank.

[10] Mohammadi, M., Najafpour, G.D., Younesi, H., Lahijani, P., Uzir, M.H. &

Mohamed, A.R. (2011). Bioconversion of synthesis gas to second generation

biofuels: A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 15 (9), 4255-

4273.

[11] Swain, P.K., Das, L. & Naik, S. (2011). Biomass to liquid: A prospective

challenge to research and development in 21st century. Renewable and Sustainable

Energy Reviews, 15 (9), 4917-4933.

[12] Heyne, S. (2010). Process integration opportunities for synthetic natural gas

(SNG) production by thermal gasification of biomass.

[13] Heyne, S., Thunman, H. & Harvey, S. (2012). Extending existing combined

heat and power plants for synthetic natural gas production. International Journal of

Energy Research, 36 (5), 670-681.

48

[14] Isaksson, J., Pettersson, K., Mahmoudkhani, M., Åsblad, A. & Berntsson, T.

(2012). Integration of biomass gasification with a scandinavian mechanical pulp

and paper mill–Consequences for mass and energy balances and global CO2

emissions. Energy.

[15] Holmgren, K.M., Berntsson, T., Andersson, E. & Rydberg, T. (2012). System

aspects of biomass gasification with methanol synthesis–Process concepts and

energy analysis. Energy.

[16] Tock, L., Gassner, M. & Maréchal, F. (2010). Thermochemical production of

liquid fuels from biomass: Thermo-economic modeling, process design and process

integration analysis. Biomass and Bioenergy, 34 (12), 1838-1854.

[17] Arvidsson, M., Heyne, S., Morandin, M. & Harvey, S. (2012). Integration

opportunities for substitute natural gas (SNG) production in an industrial process

plant. I 15th Conference on Process Integration, Modelling and Optimisation for

Energy Saving and Pollution Reduction.

[18] Gassner, M. & Maréchal, F. (2009). Thermo-economic process model for

thermochemical production of synthetic natural gas (SNG) from lignocellulosic

biomass. Biomass and Bioenergy, 33 (11), 1587-1604.

[19] Zwart, R. (2009). Gas Cleaning: Downstream Biomass Gasification: Status

Report 2009. ECN.

[20] Brandin, J., Turnér, M. & Odenbrand, I. (2011). Small Scale Gasifiction : Gas

Engine CHP for Biofuels. Linnaeus University, School of Engineering; Lunds

Tekniska Högskola; Lunds Tekniska Högskola; Linnaeus University.

[21] Kumar, A., Jones, D.D. & Hanna, M.A. (2009). Thermochemical biomass

gasification: A review of the current status of the technology. Energies, 2 (3), 556-

581.

[22] Stevens, D.J. (2001). Hot gas conditioning: Recent progress with larger-scale

biomass gasification systems. NREL Subcontractor Report (NREL/SR-510-29952).

[23] Stevens, C. & Brown, R.C. (2011). Thermochemical processing of biomass:

conversion into fuels, chemicals and power. Wiley.

[24] Villot, A., Gonthier, Y., Gonze, E., Bernis, A., Ravel, S., Grateau, M. &

Guillaudeau, J. (2012). Separation of particles from syngas at high-temperatures

with an electrostatic precipitator. Separation and Purification Technology, 92 181-

190.

[25] Torres, W., Pansare, S.S. & Goodwin Jr, J.G. (2007). Hot gas removal of tars,

ammonia, and hydrogen sulfide from biomass gasification gas. Catalysis Reviews,

49 (4), 407-456.

49

[26] Stevens, C. & Brown, R.C. (2011). Thermochemical processing of biomass:

conversion into fuels, chemicals and power. Wiley.

[27] Olofsson, I., Nordin, A. & S\oderlind, U. (2005). Initial Review and

Evaluation of Process Technologies and Systems Suitable for Cost-Efficient

Medium-Scale Gasification for Biomass to Liquid Fuels. Mid Sweden University,

Department of Engineering, Physics and Mathematics; Umeå Universitet.

[28] Anis, S. & Zainal, Z. (2011). Tar reduction in biomass producer gas via

mechanical, catalytic and thermal methods: A review. Renewable and Sustainable

Energy Reviews, 15 (5), 2355-2377.

[29] Richardson, Y., Blin, J. & Julbe, A. (2012). A short overview on purification

and conditioning of syngas produced by biomass gasification: Catalytic strategies,

process intensification and new concepts. Progress in Energy and Combustion

Science, 38 (6), 765-781.

[30] van der Heijden, H. & Ptasinski, K.J. (2012). Exergy analysis of

thermochemical ethanol production via biomass gasification and catalytic

synthesis. Energy, 46 (1), 200-210.

[31] Thunman, H. (2010). GoBiGas and other gasification activities at Chalmers.

[32] Thunman, H., Ådahl, A. & Löveryd, P. Chalmers förgasare. Tillgänglig:

http://www.businessregion.se/download/18.5e1b8712558b5c88380004165/Chalme

rs-förgasare_broschyr.pdf [2013-05/05].

[33] Göransson, K., Söderlind, U. & Zhang, W. (2011). Experimental test on a

novel dual fluidised bed biomass gasifier for synthetic fuel production. Fuel, 90

(4), 1340-1349.

[34] SGC Förgasningsdatabas. Tillgänglig:

http://www.sgc.se/?pg=1445682&PHPSESSID=e8a69a3e4f0413ee1e51abeefdb46

504 [2013-05/05].

[35] Berguerand, N., Lind, F., Israelsson, M., Seemann, M., Biollaz, S. &

Thunman, H. (2012). Use of nickel oxide as a catalyst for tar elimination in a

chemical-looping reforming reactor operated with biomass producer gas. Industrial

& Engineering Chemistry Research, 51 (51), 16610-16616.

[36] van der Drift, B. & van der Meijden, C. (2007). Gasification technology.

Tillgänglig: http://www.biosng.com/synthetic-natural-gas/gasification-technology/

[2013-05/05].

[37] Larsson, A., Seemann, M. & Thunman, H. (2010). Zero‐ dimensional

modeling of indirect fluidized bed gasification. The 60th IEA-FBC Technical

Meeting, at Chalmers University of Technology, Göteborg Sweden 3 - 4 May.

50

[38] Hofbauer, H., Rauch, R., Bosch, K., Koch, R. & Aichernig, C. (2002).

Biomass CHP plant Güssing-A success story. I TUV, Paper presented at Pyrolysis

and gasification of biomass and waste expert meeting, Strasbourg.

[39] Benjaminsson, J., Grontmij, A., Johansson, N. & Karlsvärd, J. (2010).

Deponigas som fordonsbränsle.

[40] Clausen, L.R., Elmegaard, B., Ahrenfeldt, J. & Henriksen, U. (2011).

Thermodynamic analysis of small-scale dimethyl ether (DME) and methanol plants

based on the efficient two-stage gasifier. Energy (Oxford), 36 (10), 5805-5814.

[41] Alamia, A. (2010). Thermo-economic assessment of CO2 separation

technologies in the framework of synthetic natural gas (SNG) production.

[42] Zhang, W. (2010). Automotive fuels from biomass via gasification. Fuel

Processing Technology, 91 (8), 866-876.

[43] a at, M., a at, M., Kırtay, . & a at, H. 00 . Main routes for the

thermo-conversion of biomass into fuels and chemicals. part 2: Gasification

systems. Energy Conversion and Management, 50 (12), 3158-3168.

[44] Thunman, H. & Seemann, M. (2010). First experiences with the new

Chalmers gasifier. I Proceedings of the 20th International Conference on Fluidized

Bed Combustion (s. 659). Springer.

[45] Spath, P.L. & Dayton, D.C. (2003). Preliminary screening-technical and

economic assessment of synthesis gas to fuels and chemicals with emphasis on the

potential for biomass-derived syngas.

[46] Naik, S.P., Ryu, T., Bui, V., Miller, J.D., Drinnan, N.B. & Zmierczak, W.

(2011). Synthesis of DME from CO2/H2 gas mixture. Chemical Engineering

Journal, 167 (1), 362-368.

[47] NNFCC (2009). Review of Technologies for Gasification of Biomass and

Wastes (Final report). (NNFCC project 09/008) Tillgänglig:

http://wiki.gekgasifier.com/f/Review+of+Biomass+Gasification+Technologies.NN

FCC.Jun09.pdf. [2013-05/05]

[48] Hu, J., Yu, F. & Lu, Y. (2012). Application of Fischer–Tropsch synthesis in

biomass to liquid conversion. Catalysts, 2 (2), 303-326.

[49] Van der Drift, A. & Boerrigter, H. (2006). Synthesis gas from biomass for

fuels and chemicals. ECN Biomass, Coal and Environmental Research.

[50] Valleskog, M., Marbe, Colmsjö L. & Svenskt gastekniskt center (2008).

System- och marknadsstudie för biometan (SNG) från biobränslen. SGC: Svenskt

gastekniskt center.

51

[51] van der Drift, B. & van der Meijden, C. (2007). Gas cleaning. Tillgänglig:

http://www.biosng.com/synthetic-natural-gas/gas-cleaning/ [2013-05/05].

[52] Manganaro, J., Chen, B., Adeosun, J., Lakhapatri, S., Favetta, D., Lawal, A.,

Farrauto, R., Dorazio, L. & Rosse, D. (2011). Conversion of residual biomass into

liquid transportation fuel: An energy analysis. Energy & Fuels, 25 (6), 2711-2720.

[53] Held, J. (2011). Förgasning. (Rapport SGC 232) Svenskt Gastekniskt Center

AB. Tillgänglig:http://www.sgc.se/ckfinder/userfiles/files/SGC232.pdf. [2013-

05/05]

[54] Kopyscinski, J., Schildhauer, T.J. & Biollaz, S. (2010). Production of

synthetic natural gas (SNG) from coal and dry biomass–A technology review from

1950 to 2009. Fuel, 89 (8), 1763-1783.

[55] Kemp, I.C. (2011). Pinch analysis and process integration: a user guide on

process integration for the efficient use of energy. Butterworth-Heinemann.

[56] Gustavsson C, or . S iora Pro ssi g r r, P yry, Kar stad. P rso ig

korrespondens, 2013-02

[57] Kemp, I.C. (2012). Pinch Spreadsheet NOV06 FINAL . Tillgänglig:

http://www.elsevierdirect.com/v2/companion.jsp?ISBN=9780750682602 [2013-

05/05].

[58] Barelli, L., Bidini, G., Gallorini, F. & Servili, S. (2008). Hydrogen production

through sorption-enhanced steam methane reforming and membrane technology: A

review. Energy, 33 (4), 554-570.

[59] ECN Principle of OLGA tar removal system. Tillgänglig:

http://www.ecn.nl/fileadmin/ecn/units/bio/Leaflets/b-08-

022_OLGA_principles.pdf [2013-05/05].

[60] Ragland, K.W. & Bryden, K.M. (2011). Combustion engineering. CRC PressI

Llc.

I

7 Appendix A: Principiella flödesscheman I Appendix A presenteras de principiella flödesscheman, som definierats i

CHEMCAD, för produktion av respektive bränsle. Figurerna är sorterade enligt

Tabell 7-1.

Tabell 7-1. Förteckning för Appendix A.

Delavsnitt i Appendix A Fig. Principschema för produktion av:

7.1 7-1 HT-FT-Bensin med kall gasrening.

7.2 7-2 LT-FT-Diesel med het gasrening

7.3 7-3 LT-FT-Diesel med kall gasrening

7.4 7-4 MeOH med het gasrening

7.5 7-5 MeOH med kall gasrening

7.6 7-6 SNG med het gasrening

7.7 7-7 SNG med kall gasrening

II

7.1 HT-FT-Bensin med kall gasrening

Fig. 7-1. Principschema för produktion av HT-FT-Bensin med kall rening.

III

7.2 LT-FT-Diesel med het gasrening

Fig. 7-2. Principschema för produktion av LT-FT-Diesel med het gasrening.

IV

7.3 LT-FT-Diesel med kall gasrening

Fig. 7-3. Principschema för produktion av LT-FT-Diesel med kall gasrening.

V

7.4 MeOH med het gasrening

Fig. 7-4. Principschema för produktion av MeOH med het gasrening.

VI

7.5 MeOH med kall gasrening

Fig. 7-5. Principschema för produktion av MeOH med kall gasrening.

VII

7.6 SNG med het gasrening

Fig. 7-6. Principschema för produktion av SNG med het gasrening.

VIII

7.7 SNG med kall gasrening

Fig. 7-7. Principschema för produktion av SNG med het gasrening.

IX

8 Appendix B: Simuleringsmodeller I Appendix B presenteras simuleringsmodellerna från CHEMCAD för produktion

av respektive bränsle. Figurerna är sorterade enligt Tabell 8-1.

Tabell 8-1. Förteckning för Appendix B.

Delavsnitt i Appendix B Fig. Simuleringsmodell för produktion av:

8.1 8-1 HT-FT-Bensin med kall gasrening.

8.2 8-2 LT-FT-Diesel med het gasrening

8.3 8-3 LT-FT-Diesel med kall gasrening

8.4 8-4 MeOH med het gasrening

8.5 8-5 MeOH med kall gasrening

8.6 8-6 SNG med het gasrening

8.7 8-7 SNG med kall gasrening

X

8.1 HT-FT-Bensin med kall gasrening

Fig. 8-1. Simuleringsmodell för produktion av HT-FT-Bensin med kall gasrening.

XI

8.2 LT-FT-Diesel med het gasrening

Fig. 8-2. Simuleringsmodell för produktion av LT-FT-Diesel med het gasrening.

XII

8.3 LT-FT-Diesel med kall gasrening

Fig. 8-3. Simuleringsmodell för produktion av LT-FT-Diesel med kall gasrening.

XIII

8.4 MeOH med het gasrening

Fig. 8-4. Simuleringsmodell för produktion av MeOH med het gasrening.

XIV

8.5 MeOH med kall gasrening

Fig. 8-5. Simuleringsmodell för produktion av MeOH med kall gasrening.

XV

8.6 SNG med het gasrening

Fig. 8-6. Simuleringsmodell för produktion av SNG med het gasrening.

XVI

8.7 SNG med kall gasrening

Fig. 8-7. Simuleringsmodell för produktion av SNG med kall gasrening.

XVII

9 Appendix C: Strömdata I Appendix C presenteras strömdata som exporterats från CHEMCAD. Förteckning

enligt Tabell 9-1, Ström-ID (”Stream o”) svarar till numreringen i figurerna som

presenteras i Appendix B där de är angivna i kvadratiska skyltar.

Tabell 9-1. Förteckning Appendix C.

Delavsnitt i Appendix C Strömdata för produktion av:

9.1 HT-FT-Bensin med het gasrening.

9.2 HT-FT-Bensin med kall gasrening.

9.3 LT-FT-Diesel med het gasrening

9.4 LT-FT-Diesel med kall gasrening

9.5 MeOH med het gasrening

9.6 MeOH med kall gasrening

9.7 SNG med het gasrening

9.8 SNG med kall gasrening

XVIII

9.1 HT-FT-Bensin med het gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 780,0000 780,0000 780,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -60259, -61091, -14105, -46987,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,3823 0,3823 0,1478 0,2345

Total kg/s 7,6690 7,6690 3,3480 4,3210

Total std L m3/h 38,0089 38,0089 20,8359 17,1730

Total std V m3/h 30847,86 30847,86 11928,29 18919,57

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,350116 0,000000

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,265427 0,000000

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,191066 0,000000

Methane 0,049121 0,049121 0,127033 0,000000

Acetylene 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Ethene 0,016873 0,016873 0,000000 0,027511

Ethane 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,066357 0,000000

Water 0,588059 0,588059 0,000000 0,958815

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name Tjäror

Temp C 780,0000* 779,9899 780,0000 779,9759

Pres bar 1,0113* 1,0113 1,0113 1,0113

Enth kJ/s 421,96 -46565, -42631, -56736,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,0012 0,2357 0,2831 0,4310

Total kg/s 0,1750 4,4960 4,4960 7,8440

Total std L m3/h 0,6149 17,7879 22,6322 43,4681

Total std V m3/h 99,30 19018,87 22846,00 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000000 0,116026 0,196323

Hydrogen 0,000000 0,000000 0,205972 0,226366

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,065540

Methane 0,000000 0,000000 0,000000 0,043575

Acetylene 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,027367 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000000 0,000000 0,022762

Water 0,000000 0,953809 0,678003 0,445434

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 1,000000 0,005221 0,000000 0,000000

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 779,9759 600,0000 1554,4177 800,0000

Pres bar 1,0113 1,0113 20,5000 20,5000

Enth kJ/s -56736, -59738, -42280, -56397,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,4310 0,4310 0,4310 0,4310

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 7,8440

Total std L m3/h 43,4681 43,4681 43,4681 43,4681

Total std V m3/h 34774,29 34774,29 34774,29 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,196323 0,196323 0,196323 0,196323

Hydrogen 0,226366 0,226366 0,226366 0,226366

Carbon Dioxide 0,065540 0,065540 0,065540 0,065540

Methane 0,043575 0,043575 0,043575 0,043575

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,022762 0,022762 0,022762 0,022762

Water 0,445434 0,445434 0,445434 0,445434

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 800,0000 60,0000 60,1343 60,1343

XIX

Pres bar 19,5000 19,5000 19,5000 19,0000

Enth kJ/s -52704, -71225, -27245, -10269,

Vapor mole fraction 1,0000 0,66877 1,0000 0,99891

Total kmol/s 0,4680 0,4680 0,3128 0,2696

Total kg/s 7,8440 7,8440 5,0464 3,1416

Total std L m3/h 48,3753 48,3753 38,2995 30,0080

Total std V m3/h 37765,92 37765,92 25243,19 21751,00

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,188099 0,188099 0,281385 0,326562

Hydrogen 0,359538 0,359538 0,537846 0,624198

Carbon Dioxide 0,092628 0,092628 0,138342 0,000000

Methane 0,000516 0,000516 0,000771 0,000895

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,020959 0,020959 0,031354 0,036388

Water 0,338261 0,338261 0,010302 0,011956

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 300,0000 300,0000 20,0000 20,0000

Pres bar 19,0000 19,0000 19,0000 19,0000

Enth kJ/s -8343,1 -22131, -27915, -3288,4

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 0,10625 0,44408

Total kmol/s 0,2696 0,1130 0,1130 0,0270

Total kg/s 3,1416 3,1416 3,1416 1,5926

Total std L m3/h 30,0080 12,8666 12,8666 7,2899

Total std V m3/h 21751,00 9118,17 9118,17 2179,88

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,326562 0,000000 0,000000 0,000000

Hydrogen 0,624198 0,000886 0,000886 0,003708

Carbon Dioxide 0,000000 0,023296 0,023296 0,097443

Methane 0,000895 0,002136 0,002136 0,008933

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,036388 0,086802 0,086802 0,363080

Water 0,011956 0,760930 0,760930 0,000000

Cyclohexane 0,000000 0,125951 0,125951 0,526836

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 21 22 23 25

Stream Name

Temp C 779,9759 60,1343 20,0000 60,1343

Pres bar 1,0113 19,5000 19,5000 19,0000

Enth kJ/s 8,6099E-005 -43980, -44451, -17002,

Vapor mole fraction 1,0000 0,00000 0,00020525 1,0000

Total kmol/s 0,0000 0,1552 0,1552 0,0433

Total kg/s 0,0000 2,7976 2,7976 1,9047

Total std L m3/h 0,0000 10,0758 10,0758 8,2915

Total std V m3/h 0,00 12522,73 12522,73 3492,19

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000054 0,000054 0,000000

Hydrogen 0,000000 0,000107 0,000107 0,000000

Carbon Dioxide 0,000000 0,000479 0,000479 1,000000

Methane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Acetylene 0,303279 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,392203 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,304515 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000004 0,000004 0,000000

Water 0,000000 0,999356 0,999356 0,000000

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000003 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 26

Stream Name

Temp C 20,0000

Pres bar 19,0000

Enth kJ/s -24627,

Vapor mole fraction 0,00000

Total kmol/s 0,0860

Total kg/s 1,5491

XX

Total std L m3/h 5,5767

Total std V m3/h 6938,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000

Hydrogen 0,000000

Carbon Dioxide 0,000000

Methane 0,000000

Acetylene 0,000000

Ethene 0,000000

Ethane 0,000000

Nitrogen 0,000000

Water 1,000000

Cyclohexane 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000

XXI

9.2 HT-FT-bensin med kall gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 500,0000 80,0000 80,0015

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -61634, -67015, -76713, -51843,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 0,77436 1,0000

Total kmol/s 0,3910 0,3910 0,3910 0,3028

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 6,2544

Total std L m3/h 38,8762 38,8762 38,8762 33,1533

Total std V m3/h 31551,76 31551,76 31551,76 24432,07

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,135383 0,174835

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,102636 0,132544

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,073882 0,095409

Methane 0,049121 0,049121 0,049121 0,063435

Acetylene 0,004193 0,004193 0,004193 0,005405

Ethene 0,016873 0,016873 0,016873 0,021790

Ethane 0,004193 0,004193 0,004193 0,005415

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,025659 0,033136

Water 0,588059 0,588059 0,588059 0,468030

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name

Temp C 20,0000 20,0082 20,0000 20,0002

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0133 1,0133

Enth kJ/s -58525, -19029, -8275,6 -8011,4

Vapor mole fraction 0,54460 1,0000 0,99269 1,0000

Total kmol/s 0,3028 0,1649 0,1261 0,1252

Total kg/s 6,2544 3,7697 2,2219 2,2052

Total std L m3/h 33,1533 24,2076 16,0246 15,9648

Total std V m3/h 24432,07 13304,57 10178,03 10103,60

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,174835 0,321056 0,419680 0,422771

Hydrogen 0,132544 0,243398 0,318166 0,320510

Carbon Dioxide 0,095409 0,175130 0,000000 0,000000

Methane 0,063435 0,116488 0,152272 0,153393

Acetylene 0,005405 0,009912 0,000000 0,000000

Ethene 0,021790 0,040011 0,000000 0,000000

Ethane 0,005415 0,009944 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,033136 0,060849 0,079541 0,080127

Water 0,468030 0,023211 0,030341 0,023198

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 20,0000* 20,0000 136,7558 800,0000

Pres bar 1,0133* 1,0133 20,0000 20,0000

Enth kJ/s -8743,8 -16755, -15220, -11131,

Vapor mole fraction 0,00000 0,80398 0,93999 1,0000

Total kmol/s 0,0305 0,1557 0,1557 0,1557

Total kg/s 0,5500 2,7552 2,7552 2,7552

Total std L m3/h 1,9800 17,9448 17,9448 17,9448

Total std V m3/h 2463,45 12567,05 12567,05 12567,05

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,339898 0,339898 0,339898

Hydrogen 0,000000 0,257682 0,257682 0,257682

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Methane 0,000000 0,123325 0,123325 0,123325

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,064420 0,064420 0,064420

Water 1,000000 0,214675 0,214675 0,214675

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 800,0000 300,0000 300,0000 20,0000

Pres bar 19,0000 19,0000 19,0000 19,0000

Enth kJ/s -7515,3 -10631, -19437, -23313,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 0,30516

XXII

Total kmol/s 0,1922 0,1922 0,0919 0,0919

Total kg/s 2,7552 2,7552 2,7553 2,7553

Total std L m3/h 22,8063 22,8063 11,7740 11,7740

Total std V m3/h 15508,83 15508,83 7413,12 7413,12

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,291169 0,291169 0,000028 0,000028

Hydrogen 0,572428 0,572428 0,019646 0,019646

Carbon Dioxide 0,079098 0,079098 0,178920 0,178920

Methane 0,005090 0,005090 0,010648 0,010648

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,052201 0,052201 0,109208 0,109208

Water 0,000015 0,000015 0,582269 0,582269

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,099280 0,099280

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 80,0015 20,0000 20,0082 20,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0133

Enth kJ/s -24869, -25269, -39496, -10795,

Vapor mole fraction 0,00000 8,5599E-006 0,00000 1,0000

Total kmol/s 0,0882 0,0882 0,1379 0,0387

Total kg/s 1,5896 1,5896 2,4847 1,5478

Total std L m3/h 5,7229 5,7229 8,9458 8,1830

Total std V m3/h 7119,69 7119,69 11127,49 3126,54

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000002 0,000002 0,000005 0,000000

Hydrogen 0,000001 0,000001 0,000003 0,000000

Carbon Dioxide 0,000009 0,000009 0,000090 0,745243

Methane 0,000001 0,000001 0,000003 0,000000

Acetylene 0,000035 0,000035 0,000016 0,042181

Ethene 0,000001 0,000001 0,000003 0,170261

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,042315

Nitrogen 0,000000 0,000000 0,000001 0,000000

Water 0,999951 0,999951 0,999878 0,000000

Cyclohexane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 21

Stream Name

Temp C 20,0002

Pres bar 1,0133

Enth kJ/s -264,19

Vapor mole fraction 0,00000

Total kmol/s 0,0009

Total kg/s 0,0166

Total std L m3/h 0,0598

Total std V m3/h 74,43

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000007

Hydrogen 0,000004

Carbon Dioxide 0,000000

Methane 0,000004

Acetylene 0,000000

Ethene 0,000000

Ethane 0,000000

Nitrogen 0,000001

Water 0,999983

Cyclohexane 0,000000

XXIII

9.3 LT-FT-Diesel med het gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 780,0000 780,0000 780,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -60259, -61091, -14105, -46987,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,3823 0,3823 0,1478 0,2345

Total kg/s 7,6690 7,6690 3,3480 4,3210

Total std L m3/h 38,0089 38,0089 20,8359 17,1730

Total std V m3/h 30847,86 30847,86 11928,29 18919,57

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,350116 0,000000

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,265427 0,000000

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,191066 0,000000

Methane 0,049121 0,049121 0,127033 0,000000

Acetylene 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Ethene 0,016873 0,016873 0,000000 0,027511

Ethane 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,066357 0,000000

Water 0,588059 0,588059 0,000000 0,958815

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name Tjäror

Temp C 780,0000* 779,9899 780,0000 779,9760

Pres bar 1,0113* 1,0113 1,0113 1,0113

Enth kJ/s 421,96 -46565, -42631, -56736,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,0012 0,2357 0,2831 0,4310

Total kg/s 0,1750 4,4960 4,4960 7,8440

Total std L m3/h 0,6149 17,7879 22,6322 43,4681

Total std V m3/h 99,30 19018,87 22846,00 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000000 0,116026 0,196323

Hydrogen 0,000000 0,000000 0,205972 0,226366

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,065540

Methane 0,000000 0,000000 0,000000 0,043575

Acetylene 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,027367 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000000 0,000000 0,022762

Water 0,000000 0,953809 0,678003 0,445434

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 1,000000 0,005221 0,000000 0,000000

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 779,9760 600,0000 1554,4171 800,0000

Pres bar 1,0113 1,0113 20,5000 20,5000

Enth kJ/s -56736, -59738, -42280, -56397,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,4310 0,4310 0,4310 0,4310

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 7,8440

Total std L m3/h 43,4681 43,4681 43,4681 43,4681

Total std V m3/h 34774,29 34774,29 34774,29 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,196323 0,196323 0,196323 0,196323

Hydrogen 0,226366 0,226366 0,226366 0,226366

Carbon Dioxide 0,065540 0,065540 0,065540 0,065540

Methane 0,043575 0,043575 0,043575 0,043575

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,022762 0,022762 0,022762 0,022762

Water 0,445434 0,445434 0,445434 0,445434

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 800,0000 60,0000 60,1341 60,1341

XXIV

Pres bar 19,5000 19,5000 19,5000 19,0000

Enth kJ/s -52704, -71225, -27245, -10269,

Vapor mole fraction 1,0000 0,66877 1,0000 0,99891

Total kmol/s 0,4680 0,4680 0,3128 0,2696

Total kg/s 7,8440 7,8440 5,0464 3,1416

Total std L m3/h 48,3753 48,3753 38,2995 30,0080

Total std V m3/h 37765,92 37765,92 25243,19 21751,00

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,188099 0,188099 0,281385 0,326562

Hydrogen 0,359538 0,359538 0,537845 0,624198

Carbon Dioxide 0,092628 0,092628 0,138342 0,000000

Methane 0,000516 0,000516 0,000771 0,000895

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,020959 0,020959 0,031354 0,036388

Water 0,338261 0,338261 0,010302 0,011956

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 200,0000 200,0000 20,0000 20,0000

Pres bar 19,0000 19,0000 19,0000 19,0000

Enth kJ/s -9144,1 -23017, -27732, -4350,8

Vapor mole fraction 1,0000 0,95682 0,13496 0,64770

Total kmol/s 0,2696 0,1031 0,1031 0,0215

Total kg/s 3,1416 3,1417 3,1417 1,6709

Total std L m3/h 30,0080 13,1057 13,1057 7,8111

Total std V m3/h 21751,00 8320,55 8320,55 1733,10

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,326562 0,000000 0,000000 0,000000

Hydrogen 0,624198 0,002136 0,002136 0,010253

Carbon Dioxide 0,000000 0,046611 0,046611 0,223779

Methane 0,000895 0,002340 0,002340 0,011236

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,036388 0,095123 0,095123 0,456680

Water 0,011956 0,791708 0,791708 0,000000

N-Tridecane 0,000000 0,062082 0,062082 0,298052

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 21 22 23 25

Stream Name

Temp C 779,9760 60,1341 20,0000 60,1341

Pres bar 1,0113 19,5000 19,5000 19,0000

Enth kJ/s 0,00040498 -43980, -44451, -17002,

Vapor mole fraction 1,0000 0,00000 0,00020524 1,0000

Total kmol/s 0,0000 0,1552 0,1552 0,0433

Total kg/s 0,0000 2,7976 2,7976 1,9047

Total std L m3/h 0,0000 10,0758 10,0758 8,2915

Total std V m3/h 0,00 12522,73 12522,73 3492,19

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000054 0,000054 0,000000

Hydrogen 0,000000 0,000107 0,000107 0,000000

Carbon Dioxide 0,000000 0,000479 0,000479 1,000000

Methane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Acetylene 0,080086 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,819149 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,067537 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000004 0,000004 0,000000

Water 0,000000 0,999356 0,999356 0,000000

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,033228 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 26

Stream Name

Temp C 20,0000

Pres bar 19,0000

Enth kJ/s -23382,

Vapor mole fraction 0,00000

Total kmol/s 0,0816

Total kg/s 1,4707

XXV

Total std L m3/h 5,2947

Total std V m3/h 6587,45

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000

Hydrogen 0,000000

Carbon Dioxide 0,000000

Methane 0,000000

Acetylene 0,000000

Ethene 0,000000

Ethane 0,000000

Nitrogen 0,000000

Water 1,000000

N-Tridecane 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000

XXVI

9.4 LT-FT-Diesel med kall gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 500,0000 80,0000 80,0015

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -61634, -67015, -76713, -51843,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 0,77436 1,0000

Total kmol/s 0,3910 0,3910 0,3910 0,3028

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 6,2544

Total std L m3/h 38,8762 38,8762 38,8762 33,1533

Total std V m3/h 31551,76 31551,76 31551,76 24432,07

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,135383 0,174835

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,102636 0,132544

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,073882 0,095409

Methane 0,049121 0,049121 0,049121 0,063435

Acetylene 0,004193 0,004193 0,004193 0,005405

Ethene 0,016873 0,016873 0,016873 0,021790

Ethane 0,004193 0,004193 0,004193 0,005415

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,025659 0,033136

Water 0,588059 0,588059 0,588059 0,468030

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name

Temp C 20,0000 20,0082 20,0000 20,0034

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0133 1,0133

Enth kJ/s -58525, -19029, -7689,7 -7492,6

Vapor mole fraction 0,54460 1,0000 0,99494 1,0000

Total kmol/s 0,3028 0,1649 0,1360 0,1353

Total kg/s 6,2544 3,7697 2,4988 2,4864

Total std L m3/h 33,1533 24,2076 18,6754 18,6307

Total std V m3/h 24432,07 13304,57 10974,54 10918,99

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,174835 0,321056 0,389220 0,391200

Hydrogen 0,132544 0,243398 0,295074 0,296575

Carbon Dioxide 0,095409 0,175130 0,000000 0,000000

Methane 0,063435 0,116488 0,141220 0,141939

Acetylene 0,005405 0,009912 0,012017 0,012077

Ethene 0,021790 0,040011 0,048506 0,048752

Ethane 0,005415 0,009944 0,012055 0,012117

Nitrogen 0,033136 0,060849 0,073768 0,074144

Water 0,468030 0,023211 0,028139 0,023196

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 20,0000* 20,0002 129,6102 700,0000

Pres bar 1,0133* 1,0133 20,0000 20,0000

Enth kJ/s -15898, -23390, -21786, -16160,

Vapor mole fraction 0,00000 0,70912 0,79953 1,0000

Total kmol/s 0,0555 0,1908 0,1908 0,1908

Total kg/s 1,0000 3,4864 3,4864 3,4864

Total std L m3/h 3,6000 22,2307 22,2307 22,2307

Total std V m3/h 4479,00 15397,99 15397,99 15397,99

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,277407 0,277407 0,277407

Hydrogen 0,000000 0,210307 0,210307 0,210307

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Methane 0,000000 0,100651 0,100651 0,100651

Acetylene 0,000000 0,008564 0,008564 0,008564

Ethene 0,000000 0,034571 0,034571 0,034571

Ethane 0,000000 0,008592 0,008592 0,008592

Nitrogen 0,000000 0,052577 0,052577 0,052577

Water 1,000000 0,307331 0,307331 0,307331

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 700,0000 200,0000 200,0000 20,0000

Pres bar 19,0000 19,0000 19,0000 19,0000

Enth kJ/s -13203, -17246, -26117, -30495,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 0,99733 0,34671

XXVII

Total kmol/s 0,2339 0,2339 0,1180 0,1180

Total kg/s 3,4864 3,4864 3,4864 3,4864

Total std L m3/h 29,6535 29,6535 16,1766 16,1766

Total std V m3/h 18870,07 18870,07 9524,74 9524,74

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,191716 0,191716 0,000028 0,000028

Hydrogen 0,580764 0,580764 0,020898 0,020898

Carbon Dioxide 0,142685 0,142685 0,171892 0,171892

Methane 0,025229 0,025229 0,049984 0,049984

Acetylene 0,000007 0,000007 0,000014 0,000014

Ethene 0,010099 0,010099 0,020009 0,020009

Ethane 0,006536 0,006536 0,012948 0,012948

Nitrogen 0,042903 0,042903 0,084997 0,084997

Water 0,000061 0,000061 0,601493 0,601493

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,037737 0,037737

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 80,0015 20,0000 20,0082 20,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0133

Enth kJ/s -24869, -25269, -39496, -11370,

Vapor mole fraction 0,00000 8,5599E-006 0,00000 1,0000

Total kmol/s 0,0882 0,0882 0,1379 0,0289

Total kg/s 1,5896 1,5896 2,4847 1,2709

Total std L m3/h 5,7229 5,7229 8,9458 5,5322

Total std V m3/h 7119,69 7119,69 11127,49 2330,03

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000002 0,000002 0,000005 0,000000

Hydrogen 0,000001 0,000001 0,000003 0,000000

Carbon Dioxide 0,000009 0,000009 0,000090 1,000000

Methane 0,000001 0,000001 0,000003 0,000000

Acetylene 0,000035 0,000035 0,000016 0,000000

Ethene 0,000001 0,000001 0,000003 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000000 0,000001 0,000000

Water 0,999951 0,999951 0,999878 0,000000

N-Tridecane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 21

Stream Name

Temp C 20,0034

Pres bar 1,0133

Enth kJ/s -197,08

Vapor mole fraction 0,00000

Total kmol/s 0,0007

Total kg/s 0,0124

Total std L m3/h 0,0447

Total std V m3/h 55,55

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000007

Hydrogen 0,000004

Carbon Dioxide 0,000000

Methane 0,000004

Acetylene 0,000282

Ethene 0,000004

Ethane 0,000000

Nitrogen 0,000001

Water 0,999698

N-Tridecane 0,000000

XXVIII

9.5 MeOH med het gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 780,0000 780,0000 780,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -60259, -61091, -14105, -46987,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,3823 0,3823 0,1478 0,2345

Total kg/s 7,6690 7,6690 3,3480 4,3210

Total std L m3/h 38,0089 38,0089 20,8359 17,1730

Total std V m3/h 30847,86 30847,86 11928,29 18919,57

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,350116 0,000000

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,265427 0,000000

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,191066 0,000000

Methane 0,049121 0,049121 0,127033 0,000000

Acetylene 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Ethene 0,016873 0,016873 0,000000 0,027511

Ethane 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,066357 0,000000

Water 0,588059 0,588059 0,000000 0,958815

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name Tjäror

Temp C 780,0000* 779,9899 780,0000 779,9756

Pres bar 1,0113* 1,0113 1,0113 1,0113

Enth kJ/s 421,96 -46565, -42631, -56736,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,0012 0,2357 0,2831 0,4310

Total kg/s 0,1750 4,4960 4,4960 7,8440

Total std L m3/h 0,6149 17,7879 22,6322 43,4681

Total std V m3/h 99,30 19018,87 22846,00 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000000 0,116026 0,196323

Hydrogen 0,000000 0,000000 0,205972 0,226366

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,065540

Methane 0,000000 0,000000 0,000000 0,043575

Acetylene 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,027367 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000000 0,000000 0,022762

Water 0,000000 0,953809 0,678002 0,445434

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 1,000000 0,005221 0,000000 0,000000

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 779,9756 600,0000 1554,4171 800,0000

Pres bar 1,0113 1,0113 20,5000 20,5000

Enth kJ/s -56736, -59738, -42280, -56397,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,4310 0,4310 0,4310 0,4310

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 7,8440

Total std L m3/h 43,4681 43,4681 43,4681 43,4681

Total std V m3/h 34774,29 34774,29 34774,29 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,196323 0,196323 0,196323 0,196323

Hydrogen 0,226366 0,226366 0,226366 0,226366

Carbon Dioxide 0,065540 0,065540 0,065540 0,065540

Methane 0,043575 0,043575 0,043575 0,043575

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,022762 0,022762 0,022762 0,022762

Water 0,445434 0,445434 0,445434 0,445434

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 800,0000 60,0000 60,1348 60,1348

XXIX

Pres bar 19,5000 19,5000 19,5000 19,0000

Enth kJ/s -52704, -71225, -27246, -10269,

Vapor mole fraction 1,0000 0,66878 1,0000 0,99891

Total kmol/s 0,4680 0,4680 0,3129 0,2696

Total kg/s 7,8440 7,8440 5,0465 3,1415

Total std L m3/h 48,3759 48,3759 38,3006 30,0079

Total std V m3/h 37765,96 37765,96 25243,74 21751,06

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,188086 0,188086 0,281360 0,326540

Hydrogen 0,359552 0,359552 0,537855 0,624221

Carbon Dioxide 0,092641 0,092641 0,138358 0,000000

Methane 0,000515 0,000515 0,000771 0,000894

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,020959 0,020959 0,031353 0,036388

Water 0,338247 0,338247 0,010303 0,011957

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 250,0000 250,0000 20,0000 20,0000

Pres bar 50,0000 50,0000 50,0000 50,0000

Enth kJ/s -8735,4 -17551, -22005, -21834,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 0,10411 0,10468

Total kmol/s 0,2696 0,0988 0,0988 0,0982

Total kg/s 3,1415 3,1415 3,1415 3,1307

Total std L m3/h 30,0079 14,1264 14,1264 14,0875

Total std V m3/h 21751,06 7969,39 7969,39 7921,03

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,326540 0,000005 0,000005 0,000005

Hydrogen 0,624221 0,000943 0,000943 0,000949

Carbon Dioxide 0,000000 0,026566 0,026566 0,026728

Methane 0,000894 0,002441 0,002441 0,002456

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,036388 0,099314 0,099314 0,099920

Water 0,011957 0,006069 0,006069 0,000000

Methanol 0,000000 0,864663 0,864663 0,869942

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 21 22 23 24

Stream Name

Temp C 779,9756 60,1348 20,0000 198,9932

Pres bar 1,0113 19,5000 19,5000 50,0000

Enth kJ/s -0,0032492 -43978, -44449, -9145,6

Vapor mole fraction 1,0000 0,00000 0,00020525 1,0000

Total kmol/s 0,0000 0,1552 0,1552 0,2696

Total kg/s 0,0000 2,7975 2,7975 3,1415

Total std L m3/h 0,0000 10,0754 10,0754 30,0079

Total std V m3/h 0,00 12522,22 12522,22 21751,06

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000054 0,000054 0,326540

Hydrogen 0,000000 0,000107 0,000107 0,624221

Carbon Dioxide 0,000000 0,000479 0,000479 0,000000

Methane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000894

Acetylene 0,011949 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,033730 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,013267 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000004 0,000004 0,036388

Water 0,000000 0,999356 0,999356 0,011957

Methanol 0,941054 0,000000 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 25 26

Stream Name

Temp C 60,1348 20,0000

Pres bar 19,0000 50,0000

Enth kJ/s -17004, -171,66

Vapor mole fraction 1,0000 0,00000

Total kmol/s 0,0433 0,0006

Total kg/s 1,9050 0,0108

XXX

Total std L m3/h 8,2926 0,0389

Total std V m3/h 3492,67 48,36

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000000

Hydrogen 0,000000 0,000000

Carbon Dioxide 1,000000 0,000000

Methane 0,000000 0,000000

Acetylene 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000000

Water 0,000000 1,000000

Methanol 0,000000 0,000000

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000

XXXI

9.6 MeOH med kall gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 500,0000 80,0000 80,0015

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -61634, -67015, -76713, -51843,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 0,77436 1,0000

Total kmol/s 0,3910 0,3910 0,3910 0,3028

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 6,2544

Total std L m3/h 38,8762 38,8762 38,8762 33,1533

Total std V m3/h 31551,77 31551,77 31551,77 24432,07

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,135383 0,174835

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,102636 0,132544

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,073882 0,095409

Methane 0,049121 0,049121 0,049121 0,063435

Acetylene 0,004193 0,004193 0,004193 0,005405

Ethene 0,016873 0,016873 0,016873 0,021790

Ethane 0,004193 0,004193 0,004193 0,005415

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,025659 0,033136

Water 0,588059 0,588059 0,588059 0,468030

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name

Temp C 20,0000 20,0082 20,0000 20,0002

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0133 1,0133

Enth kJ/s -58525, -19029, -8275,6 -8011,4

Vapor mole fraction 0,54460 1,0000 0,99269 1,0000

Total kmol/s 0,3028 0,1649 0,1261 0,1252

Total kg/s 6,2544 3,7697 2,2219 2,2052

Total std L m3/h 33,1533 24,2076 16,0246 15,9648

Total std V m3/h 24432,07 13304,57 10178,03 10103,60

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,174835 0,321056 0,419680 0,422771

Hydrogen 0,132544 0,243398 0,318166 0,320510

Carbon Dioxide 0,095409 0,175130 0,000000 0,000000

Methane 0,063435 0,116488 0,152272 0,153393

Acetylene 0,005405 0,009912 0,000000 0,000000

Ethene 0,021790 0,040011 0,000000 0,000000

Ethane 0,005415 0,009944 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,033136 0,060849 0,079541 0,080127

Water 0,468030 0,023211 0,030341 0,023198

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 20,0000* 20,0001 132,4731 800,0000

Pres bar 1,0133* 1,0133 20,0000 20,0000

Enth kJ/s -12718, -20730, -19226, -14089,

Vapor mole fraction 0,00000 0,73820 0,84377 1,0000

Total kmol/s 0,0444 0,1696 0,1696 0,1696

Total kg/s 0,8000 3,0052 3,0052 3,0052

Total std L m3/h 2,8800 18,8448 18,8448 18,8448

Total std V m3/h 3583,20 13686,80 13686,80 13686,80

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,312090 0,312090 0,312090

Hydrogen 0,000000 0,236600 0,236600 0,236600

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Methane 0,000000 0,113235 0,113235 0,113235

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,059150 0,059150 0,059150

Water 1,000000 0,278924 0,278924 0,278924

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 800,0000 1163,5479 250,0000 20,0002

Pres bar 19,0000 50,0000 50,0000 1,0133

Enth kJ/s -10777, -8075,8 -14566, -264,19

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 0,00000

XXXII

Total kmol/s 0,2073 0,2073 0,2073 0,0009

Total kg/s 3,0052 3,0052 3,0052 0,0166

Total std L m3/h 25,2029 25,2029 25,2029 0,0598

Total std V m3/h 16730,15 16730,15 16730,15 74,43

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,209078 0,209078 0,209078 0,000007

Hydrogen 0,603618 0,603618 0,603618 0,000004

Carbon Dioxide 0,137195 0,137195 0,137195 0,000000

Methane 0,001682 0,001682 0,001682 0,000004

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,048390 0,048390 0,048390 0,000001

Water 0,000037 0,000037 0,000037 0,999983

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 20,0000 20,0000 20,0082 250,0000

Pres bar 1,0132 1,0133 1,0132 50,0000

Enth kJ/s -25269, -10795, -39496, -19772,

Vapor mole fraction 8,5599E-006 1,0000 0,00000 1,0000

Total kmol/s 0,0882 0,0387 0,1379 0,0951

Total kg/s 1,5896 1,5478 2,4847 3,0053

Total std L m3/h 5,7229 8,1830 8,9458 13,2562

Total std V m3/h 7119,70 3126,54 11127,49 7675,83

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000002 0,000000 0,000005 0,000002

Hydrogen 0,000001 0,000000 0,000003 0,001957

Carbon Dioxide 0,000009 0,745243 0,000090 0,164935

Methane 0,000001 0,000000 0,000003 0,003667

Acetylene 0,000035 0,042181 0,000016 0,000000

Ethene 0,000001 0,170261 0,000003 0,000000

Ethane 0,000000 0,042315 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000000 0,000001 0,105471

Water 0,999951 0,000000 0,999878 0,134173

Methanol 0,000000 0,000000 0,000000 0,589795

Stream No, 21 22

Stream Name

Temp C 20,0000 80,0015

Pres bar 50,0000 1,0132

Enth kJ/s -23624, -24869,

Vapor mole fraction 0,16425 0,00000

Total kmol/s 0,0951 0,0882

Total kg/s 3,0053 1,5896

Total std L m3/h 13,2562 5,7229

Total std V m3/h 7675,83 7119,70

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000002 0,000002

Hydrogen 0,001957 0,000001

Carbon Dioxide 0,164935 0,000009

Methane 0,003667 0,000001

Acetylene 0,000000 0,000035

Ethene 0,000000 0,000001

Ethane 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,105471 0,000000

Water 0,134173 0,999951

Methanol 0,589795 0,000000

XXXIII

9.7 SNG med het gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 780,0000 780,0000 780,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -60259, -61091, -14105, -46987,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,3823 0,3823 0,1478 0,2345

Total kg/s 7,6690 7,6690 3,3480 4,3210

Total std L m3/h 38,0089 38,0089 20,8359 17,1730

Total std V m3/h 30847,86 30847,86 11928,29 18919,57

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,350116 0,000000

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,265427 0,000000

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,191066 0,000000

Methane 0,049121 0,049121 0,127033 0,000000

Acetylene 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Ethene 0,016873 0,016873 0,000000 0,027511

Ethane 0,004193 0,004193 0,000000 0,006837

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,066357 0,000000

Water 0,588059 0,588059 0,000000 0,958815

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name Tjäror

Temp C 780,0000* 779,9902 780,0000 779,9754

Pres bar 1,0113* 1,0113 1,0113 1,0113

Enth kJ/s 421,96 -46565, -42631, -56736,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,0012 0,2357 0,2831 0,4310

Total kg/s 0,1750 4,4960 4,4960 7,8440

Total std L m3/h 0,6149 17,7879 22,6322 43,4681

Total std V m3/h 99,30 19018,87 22846,00 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000000 0,116026 0,196323

Hydrogen 0,000000 0,000000 0,205972 0,226366

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,065540

Methane 0,000000 0,000000 0,000000 0,043575

Acetylene 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,027367 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,006801 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000000 0,000000 0,022762

Water 0,000000 0,953809 0,678003 0,445434

1-Methylnaphthal 1,000000 0,005221 0,000000 0,000000

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 779,9754 600,0000 500,0000 500,0000

Pres bar 1,0113 1,0113 1,0113 1,0113

Enth kJ/s -56736, -59738, -61341, -62612,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,4310 0,4310 0,4310 0,4310

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 7,8440

Total std L m3/h 43,4681 43,4681 43,4681 47,0738

Total std V m3/h 34774,29 34774,29 34774,29 34774,29

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,196323 0,196323 0,196323 0,116244

Hydrogen 0,226366 0,226366 0,226366 0,306446

Carbon Dioxide 0,065540 0,065540 0,065540 0,145619

Methane 0,043575 0,043575 0,043575 0,043575

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,022762 0,022762 0,022762 0,022762

Water 0,445434 0,445434 0,445434 0,365355

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 60,0000 60,0010 291,4917 60,0000

Pres bar 1,0113 1,0113 5,5000 5,5000

Enth kJ/s -73098, -47558, -44897, -49987,

Vapor mole fraction 0,79089 1,0000 1,0000 0,83269

XXXIV

Total kmol/s 0,4310 0,3408 0,3408 0,3408

Total kg/s 7,8440 6,2203 6,2203 6,2203

Total std L m3/h 47,0738 41,2284 41,2284 41,2284

Total std V m3/h 34774,29 27502,18 27502,18 27502,18

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,116244 0,146981 0,146981 0,146981

Hydrogen 0,306446 0,387475 0,387475 0,387475

Carbon Dioxide 0,145619 0,184115 0,184115 0,184115

Methane 0,043575 0,055097 0,055097 0,055097

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,022762 0,028780 0,028780 0,028780

Water 0,365355 0,197553 0,197553 0,197553

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 60,0000 300,0000 300,0000 20,0000

Pres bar 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000

Enth kJ/s -25434, -20833, -30705, -37334,

Vapor mole fraction 0,78941 1,0000 1,0000 0,44244

Total kmol/s 0,2781 0,2781 0,1894 0,1894

Total kg/s 3,4585 3,4585 3,4586 3,4586

Total std L m3/h 29,2060 29,2060 21,8380 21,8380

Total std V m3/h 22438,63 22438,63 15278,99 15278,99

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,180149 0,180149 0,000034 0,000034

Hydrogen 0,474913 0,474913 0,024798 0,024798

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,030235 0,030235

Methane 0,067530 0,067530 0,333471 0,333471

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,035275 0,035275 0,051805 0,051805

Water 0,242133 0,242133 0,559657 0,559657

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Stream No, 21 22 23 24

Stream Name

Temp C 20,0082 779,9754 60,0010 20,0000

Pres bar 5,0000 1,0113 1,0113 1,0113

Enth kJ/s -7093,8 0,00031540 -25540, -25812,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 0,00000 1,0141E-005

Total kmol/s 0,0838 0,0000 0,0901 0,0901

Total kg/s 1,5562 0,0000 1,6237 1,6237

Total std L m3/h 14,9880 0,0000 5,8454 5,8454

Total std V m3/h 6758,69 0,00 7272,11 7272,11

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000078 0,000000 0,000001 0,000001

Hydrogen 0,056057 0,000000 0,000004 0,000004

Carbon Dioxide 0,068292 0,000000 0,000033 0,000033

Methane 0,753755 0,000000 0,000001 0,000001

Acetylene 0,000000 0,091588 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,830055 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,078357 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,117102 0,000000 0,000000 0,000000

Water 0,004715 0,000000 0,999960 0,999960

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000001 0,000000 0,000000

Stream No, 25 26

Stream Name

Temp C 60,0000 20,0082

Pres bar 5,0000 5,0000

Enth kJ/s -24622, -30240,

Vapor mole fraction 1,0000 0,00000

Total kmol/s 0,0628 0,1056

Total kg/s 2,7618 1,9024

Total std L m3/h 12,0224 6,8500

Total std V m3/h 5063,55 8520,30

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000000 0,000000

Hydrogen 0,000000 0,000001

Carbon Dioxide 1,000000 0,000046

XXXV

Methane 0,000000 0,000083

Acetylene 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000000 0,000008

Water 0,000000 0,999862

1-Methylnaphthal 0,000000 0,000000

XXXVI

9.8 SNG med kall gasrening

Stream No, 1 2 3 4

Stream Name Rå syngas

Temp C 830,0000* 500,0000 500,0000 80,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -61634, -67015, -68112, -75595,

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 0,91750

Total kmol/s 0,3910 0,3910 0,3910 0,3910

Total kg/s 7,8440 7,8440 7,8440 7,8440

Total std L m3/h 38,8762 38,8762 41,9871 41,9871

Total std V m3/h 31551,77 31551,77 31551,77 31551,77

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,135383 0,135383 0,059236 0,059236

Hydrogen 0,102636 0,102636 0,178783 0,178783

Carbon Dioxide 0,073882 0,073882 0,150029 0,150029

Methane 0,049121 0,049121 0,049121 0,049121

Acetylene 0,004193 0,004193 0,004193 0,004193

Ethene 0,016873 0,016873 0,016873 0,016873

Ethane 0,004193 0,004193 0,004193 0,004193

Nitrogen 0,025659 0,025659 0,025659 0,025659

Water 0,588059 0,588059 0,511912 0,511912

Stream No, 5 6 7 8

Stream Name

Temp C 80,0013 20,0000 20,0106 20,0000

Pres bar 1,0132 1,0132 1,0132 1,0133

Enth kJ/s -66502, -74428, -27628, -5187,0

Vapor mole fraction 1,0000 0,54461 1,0000 0,98715

Total kmol/s 0,3588 0,3588 0,1954 0,1268

Total kg/s 7,2628 7,2628 4,3185 1,4606

Total std L m3/h 39,8947 39,8947 29,2939 15,4081

Total std V m3/h 28948,65 28948,65 15763,68 10235,21

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,064563 0,064563 0,118562 0,182603

Hydrogen 0,194859 0,194859 0,357840 0,551124

Carbon Dioxide 0,163519 0,163519 0,300169 0,000000

Methane 0,053538 0,053538 0,098317 0,151422

Acetylene 0,004568 0,004568 0,008378 0,000000

Ethene 0,018390 0,018390 0,033770 0,000000

Ethane 0,004570 0,004570 0,008393 0,000000

Nitrogen 0,027966 0,027966 0,051357 0,079097

Water 0,468026 0,468026 0,023215 0,035754

Stream No, 9 10 11 12

Stream Name

Temp C 20,0000 229,1745 300,0000 300,0000

Pres bar 1,0133 5,0000 5,0000 5,0000

Enth kJ/s -4720,0 -3905,2 -3615,6 -8559,6

Vapor mole fraction 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000

Total kmol/s 0,1252 0,1252 0,1252 0,0799

Total kg/s 1,4313 1,4313 1,4313 1,4313

Total std L m3/h 15,3023 15,3023 15,3023 11,2875

Total std V m3/h 10103,64 10103,64 10103,64 6447,73

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,184981 0,184981 0,184981 0,000016

Hydrogen 0,558301 0,558301 0,558301 0,030698

Carbon Dioxide 0,000000 0,000000 0,000000 0,006346

Methane 0,153393 0,153393 0,153393 0,523872

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethene 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,080127 0,080127 0,080127 0,125560

Water 0,023198 0,023198 0,023198 0,313507

Stream No, 13 14 15 16

Stream Name

Temp C 20,0000 20,0213 80,0013 20,0000

Pres bar 5,0000 5,0000 1,0132 1,0132

Enth kJ/s -10509, -3408,4 -9092,9 -9239,1

Vapor mole fraction 0,68976 1,0000 0,00000 8,7975E-006

Total kmol/s 0,0799 0,0551 0,0323 0,0323

Total kg/s 1,4313 0,9845 0,5812 0,5812

Total std L m3/h 11,2875 9,6790 2,0924 2,0924

XXXVII

Total std V m3/h 6447,73 4446,95 2603,11 2603,11

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000016 0,000023 0,000001 0,000001

Hydrogen 0,030698 0,044509 0,000002 0,000002

Carbon Dioxide 0,006346 0,009187 0,000015 0,000015

Methane 0,523872 0,759527 0,000001 0,000001

Acetylene 0,000000 0,000000 0,000029 0,000029

Ethene 0,000000 0,000000 0,000001 0,000001

Ethane 0,000000 0,000000 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,125560 0,182047 0,000000 0,000000

Water 0,313507 0,004707 0,999951 0,999951

Stream No, 17 18 19 20

Stream Name

Temp C 20,0106 20,0000 20,0000 20,0213

Pres bar 1,0132 1,0133 1,0133 5,0000

Enth kJ/s -46800, -22514, -467,00 -7101,0

Vapor mole fraction 0,00000 1,0000 0,00000 0,00000

Total kmol/s 0,1634 0,0685 0,0016 0,0248

Total kg/s 2,9444 2,8578 0,0294 0,4467

Total std L m3/h 10,6008 13,8858 0,1058 1,6086

Total std V m3/h 13184,97 5528,47 131,57 2000,78

Component mole fractions

Carbon Monoxide 0,000002 0,000000 0,000003 0,000000

Hydrogen 0,000003 0,000000 0,000008 0,000003

Carbon Dioxide 0,000142 0,855890 0,000000 0,000033

Methane 0,000003 0,000000 0,000004 0,000101

Acetylene 0,000012 0,023890 0,000000 0,000000

Ethene 0,000003 0,096289 0,000000 0,000000

Ethane 0,000000 0,023931 0,000000 0,000000

Nitrogen 0,000001 0,000000 0,000001 0,000011

Water 0,999834 0,000000 0,999984 0,999852

XXXVIII

10 Appendix D: Indata för Pinch-analys I Appendix D presenteras indata för Pinch-analysen som extraherats från

CHEMCAD, tabellerna är sorterade enligt Tabell 10-1. Enhets-ID svara till

numreringen i cirkulära skyltar i simuleringsmodellerna som presenteras i

Appendix B.

Tabell 10-1. Förteckning för Appendix D.

Delavsnitt i Appendix D Tabell Indata for Pinch-analys för:

10.1 10-2 HT-FT-Bensin med het gasrening.

10.2 10-3 HT-FT-Bensin med kall gasrening.

10.3 10-4 LT-FT-Diesel med het gasrening

10.4 10-5 LT-FT-Diesel med kall gasrening

10.5 10-6 MeOH med het gasrening

10.6 10-7 MeOH med kall gasrening

10.7 10-8 SNG med het gasrening

10.8 10-9 SNG med kall gasrening

10.1 HT-FT-bensin med het gasrening

Tabell 10-2. HT-FT-Bensin med het gasrening.

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för

förgasning

C 20 100 1026

Ångproduktion för

förgasning, endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för

förgasning

C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 780 832

Efter krackning (7) H 780 600 3002

Arbete för kompression

(8)

- - - 17457 kW (elektrisk)

Innan SMR/WGS (9) H 1550 800 14117

SMR/WGS, endoterm

(10)

C 800 800 3693

Innan PSA (11) H 800 60 18521

Efter PSA (14) C 60 300 1926

HT-FT-Syntes, exoterm

(15)

H 300 300 13788

Efter syntes (16) H 300 20 5784

Kylning av vatten-

kondensat (19)

H 60 20 471

XXXIX

10.2 HT-FT-Bensin med kall gasrening

Tabell 10-3. HT-FT-Bensin med kall gasrening.

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för

förgasning

C 20 100 1026

Ångproduktion för

förgasning, endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för

förgasning

C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 500 5381

Innan OLGA (2) H 500 80 9698

Efter OLGA (4) H 80 20 6681

Kondenserat vatten (15) H 80 20 400

MEA reboiler 3,7 MJ/kg

separerad CO2 (1,27 kg/s)

(6)

C 115 115 4699

MEA reboiler, 20 % av

ovan återvinns (6)

H 90 40 940

Kompression (9) - - - 1536 kW (elektrisk)

Innan SMR/WGS (10) C 130 800 4089

SMR/WGS, endoterm

(11)

C 800 800 3615

Innan syntes (12) H 800 300 3116

Syntes, exoterm (13) H 300 300 8806

Kylning efter syntes (14) H 300 20 3875

10.3 LT-FT-Diesel med het gasrening

Tabell 10-4. LT-FT-Diesel med het gasrening.

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för

förgasning

C 20 100 1026

Ångproduktion för

förgasning, endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för

förgasning

C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 780 832

Efter krackning (7) H 780 600 3002

Arbete för kompression (8) - - - 17457 kW (elektrisk)

Innan SMR/WGS (9) H 1550 800 14117

SMR/WGS, endoterm (10) C 800 800 3693

Innan PSA (11) H 800 60 18521

Efter PSA (14) C 60 200 1125

LT-FT-Syntes, exoterm

(15)

H 200 200 13872

Efter syntes (16) H 200 20 4715

Kylning av vatten-

kondensat (19)

H 60 20 471

XL

10.4 LT-FT-Diesel med kall gasrening

Tabell 10-5. LT-FT-Diesel med kall gasrening

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för förgasning C 20 100 1026

Ångproduktion för förgasning,

endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för förgasning C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 500 5381

Innan OLGA (2) H 500 80 9698

Efter OLGA (4) H 80 20 6681

Kondenserat vatten (15) H 80 20 400

MEA reboiler 3,7 MJ/kg separerad

CO2 (1,27 kg/s) (6)

C 115 115 4699

MEA reboiler, 20 % av ovan

återvinns (6)

H 90 40 940

Kompression (9) - - - 1604 kW (elektrisk)

Innan SMR/WGS (10) C 130 800 5626

SMR/WGS, endoterm (11) C 800 800 3819

Innan syntes (12) H 800 200 4905

Syntes, exoterm (13) H 200 200 8871

Kylning efter syntes (14) H 200 20 4378

10.5 MeOH med het gasrening

Tabell 10-6. MeOH med het gasrening.

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för förgasning C 20 100 1026

Ångproduktion för förgasning,

endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för förgasning C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 780 832

Efter krackning (7) H 780 600 3002

Arbete för kompression (8) - - - 17457 kW (elektrisk)

Innan SMR/WGS (9) H 1550 800 14117

SMR/WGS, endoterm (10) C 800 800 3693

Innan PSA (11) H 800 60 18521

Arbete för kompressor (18) - - - 1127 kW (elektrisk)

Efter PSA (14) C 200 250 410

MeOH-Syntes, exoterm (15) H 250 250 8816

Efter syntes (16) H 250 20 4454

Kylning av vatten-kondensat (19) H 60 20 471

XLI

10.6 MeOH med kall gasrening

Tabell 10-7. MeOH med kall gasrening.

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för förgasning C 20 100 1026

Ångproduktion för förgasning,

endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för förgasning C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 500 5381

Innan OLGA (2) H 500 80 9698

Efter OLGA (4) H 80 20 6682

Kondenserat vatten (15) H 80 20 400

MEA reboiler 3,7 MJ/kg

separerad CO2 (1,27 kg/s) (6)

C 115 115 4699

MEA reboiler, 20 % av ovan

återvinns (6)

H 90 40 940

Kompression (9) - - - 1504 kW (elektrisk)

Innan SMR/WGS (10) C 130 800 5137

SMR/WGS, endoterm (11) C 800 800 3312

Kompression - - - 2701 kW (elektrisk)

Innan syntes (12) H 1150 250 6491

Syntes, exoterm (13) H 250 250 5206

Kylning efter syntes (14) H 250 20 3852

10.7 SNG med het gasrening

Tabell 10-8. SNG med het gasrening.

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för

förgasning

C 20 100 1026

Ångproduktion för

förgasning, endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för

förgasning

C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 780 832

Efter tjärkrackning (7) H 780 600 3002

Innan WGS (8) H 600 500 1603

WGS (exoterm) (9) H 500 500 1272

Efter WGS (10) H 500 60 10486

Arbete för kompression (12) - - - 2661 (elektrisk)

Kylning innan PSA (13) H 290 60 5090

Innan metanisering (15) C 60 300 4601

Metanisering (exoterm) (16) H 300 300 9872

Kylning efter metanisering

(17)

H 300 20 6629

Kylning av vatten-kondensat

(19)

H 60 20 272

XLII

10.8 SNG med kall gasrening

Tabell 10-9. SNG med kall gasrening.

Ström (Enhets-ID) Typ av ström Tstart [°C] Tmål [°C] Last [kW]

Ångproduktion för

förgasning

C 20 100 1026

Ångproduktion för

förgasning, endoterm

C 100 100 6928

Ångproduktion för

förgasning

C 100 400 1845

Efter cyklon (1) H 830 500 5381

WGS (exoterm) (2) H 500 500 1097

Efter WGS (3) H 500 80 7483

Efter OLGA (5) H 80 20 7927

MEA reboiler 3,7 MJ/kg

separerad CO2 (7)

C 115 115 9546

MEA reboiler, 20 % av

ovan återvinns (7)

H 90 40 1909

Arbete för kompression (9) - - - 815 kW (elektrisk)

Innan metanisering (10) C 230 300 290

Metanisering (exoterm)

(11)

H 300 300 4944

Efter metanisering (12) H 300 20 1950

Kylning av vatten-

kondensat (14)

H 80 20 146

XLIII

11 Appendix E: GCC I Appendix E presenteras GCC för de olika fallen där det även är inritat hur kyl-

och värmebehov avlästs. Värmeintegrationen är gjort på ett sätt som minimerar

exergiförlusten. Kurvorna är sorterade enligt Tabell 11-1.

Tabell 11-1. Förteckning för Appendix E.

Delavsnitt i Appendix B Fig. GCC för produktion av:

11.1 11-1 HT-FT-Bensin med kall gasrening.

11.2 11-2 LT-FT-Diesel med het gasrening

11.3 11-3 LT-FT-Diesel med kall gasrening

11.4 11-4 MeOH med het gasrening

11.5 11-5 MeOH med kall gasrening

11.6 11-6 SNG med het gasrening

11.7 11-7 SNG med kall gasrening

11.1 HT-FT-Bensin med kall gasrening

Fig. 11-1. GCC för HT-FT-Bensin med kall gasrening.

XLIV

11.2 LT-FT-Diesel med het gasrening

Fig. 11-2. GCC för LT-FT-Diesel med het gasrening.

11.3 LT-FT-Diesel med kall gasrening

Fig. 11-3. GCC för LT-FT-Diesel med kall gasrening.

XLV

11.4 MeOH med het gasrening

Fig. 11-4. GCC för MeOH med het gasrening.

11.5 MeOH med kall gasrening

Fig. 11-5. GCC för MeOH med kall gasrening.

XLVI

11.6 SNG med het gasrening

Fig. 11-6. GCC för SNG med het gasrening.

11.7 SNG med kall gasrening

Fig. 11-7. GCC för SNG med kall gasrening.